L'hydrogène est présenté depuis plusieurs années comme le carburant de la transition énergétique. Mais derrière ce mot unique se cachent des réalités radicalement différentes selon la méthode de production. En 2026, le marché mondial de l'hydrogène reste dominé à 96 % par des variantes fossiles, pendant que les promesses de l'hydrogène vert se heurtent à la réalité des coûts et des infrastructures. Le point sur les différentes couleurs de cet énergisant controversé.
Les quatre grandes catégories d'hydrogène
L'hydrogène gris : le roi du marché actuel
L'hydrogène gris est produit par vaporeformage du méthane (SMR, Steam Methane Reforming) : du gaz naturel est mélangé à de la vapeur d'eau à haute température (700-1 000 °C), produisant de l'hydrogène et du dioxyde de carbone. C'est aujourd'hui la méthode dominante — bon marché, mature, mais très carbonée.
Son bilan carbone : environ 10 kg de CO2 émis par kilogramme d'hydrogène produit. Pour mettre cela en perspective, produire 1 kg d'hydrogène gris émet autant de CO2 que 100 km parcourus en voiture thermique.
Son coût en 2026 : environ 3 EUR/kg, ce qui en fait la référence économique que toutes les autres filières doivent rivaliser.
L'hydrogène bleu : le même, avec un piège à CO2
L'hydrogène bleu est techniquement identique au gris — il est produit par SMR à partir de gaz naturel. La différence : les émissions de CO2 générées lors de la production sont captées et stockées géologiquement (CSC, Carbon Capture and Storage), théoriquement entre 85 et 95 % d'entre elles.
En pratique, le taux de captage réel est souvent inférieur aux projections, et les fuites de méthane en amont (extraction, transport) alourdissent le bilan. L'hydrogène bleu reste une technologie de transition, défendue par les industriels gaziers qui y voient une voie de revalorisation de leurs actifs existants.
Son coût : environ 5 EUR/kg avec les dispositifs de captage, contre 3 EUR/kg pour le gris.
L'hydrogène vert : la cible, pas encore la réalité
L'hydrogène vert est produit par électrolyse de l'eau alimentée par de l'électricité renouvelable (solaire, éolien, hydraulique). Le processus est simple en principe : un courant électrique sépare la molécule d'eau (H2O) en hydrogène (H2) et oxygène (O). Zéro émission directe, zéro fossile.
La France a défini l'hydrogène vert par l'ordonnance n°2021-167 comme l'hydrogène renouvelable, c'est-à-dire produit à partir d'énergies renouvelables. C'est l'objectif affiché du plan France 2030 et de la stratégie nationale hydrogène dotée de 9 milliards d'euros.
Son coût en 2026 : entre 8 et 12 EUR/kg selon les projets et la localisation, soit deux à quatre fois le prix du gris. Le coût de l'électricité représente environ 75 % du prix de production — c'est pourquoi le vert ne sera compétitif qu'avec une électricité renouvelable très bon marché.
L'hydrogène rose (ou rouge) : la variante nucléaire française
Produit par électrolyse comme le vert, mais alimenté par l'électricité nucléaire, l'hydrogène rose n'émet pas de CO2 lors de la production (hors cycle de vie des installations). En France, où le nucléaire représente encore plus de 60 % de la production électrique, cette variante est défendue comme une solution bas-carbone pragmatique.
La Commission européenne a longtemps refusé de classer l'hydrogène nucléaire comme "renouvelable" au sens de la directive, ce qui complique son financement dans les cadres européens dédiés. Ce débat reste ouvert en 2026.
Projets majeurs en France : l'état des chantiers
La France a engagé des ambitions considérables sur l'hydrogène, mais l'exécution reste complexe.
Normand'Hy (Air Liquide) : projet phare de 200 MW en Normandie, avec une mise en service prévue en 2026. Il devrait produire environ 80 tonnes d'hydrogène par jour, destinées à l'industrie (raffinage, chimie) et potentiellement à la mobilité lourde.
H2V Marseille : usine d'électrolyse en déploiement progressif depuis 2026 dans la zone industrielle de Fos-sur-Mer, avec des capacités d'extension jusqu'à 150 MW.
HyVia (Renault/Plug Power) : production de véhicules utilitaires à pile à combustible et création de hubs hydrogène en France. La chaîne de valeur tente de se structurer de la production à l'usage final.
Ces projets se heurtent à plusieurs obstacles : coûts toujours élevés, infrastructure de transport quasi inexistante (les pipelines dédiés à l'hydrogène sont rarissimes), et demande encore incertaine faute de débouchés industriels suffisamment développés.
Réalité vs promesses : un secteur sous pression
Le secteur de l'hydrogène vert a connu une première vague d'euphorie entre 2020 et 2022, portée par les plans de relance post-Covid et les objectifs climatiques. La réalité de 2026 est plus sobre.
Selon l'Agence Internationale de l'Énergie (AIE), les projets d'hydrogène vert opérationnels en 2026 ne produisent qu'une fraction de ce qui était annoncé. Plusieurs projets majeurs aux États-Unis et en Europe ont été retardés ou abandonnés face à l'écart persistant entre les coûts et les prix du marché.
Ce qui freine l'hydrogène vert :
- Le coût de l'électricité renouvelable reste trop élevé dans la plupart des régions pour rendre l'électrolyse compétitive
- Les électrolyseurs (les machines qui produisent l'hydrogène) n'ont pas encore atteint les économies d'échelle prévues
- L'infrastructure de stockage et de transport (pipelines, camions cryogéniques, stations) nécessite des investissements considérables et du temps
- Les utilisateurs finaux (industrie, mobilité lourde) attendent des prix stables et compétitifs avant de basculer
Ce qui avance réellement :
- La baisse continue du coût des énergies renouvelables (solaire en particulier), qui améliore graduellement la compétitivité
- L'Espagne, le Portugal et le Chili, où l'électricité solaire est très bon marché, montrent que la parité avec l'hydrogène gris pourrait être atteinte vers 2030 dans ces zones favorables
- Le mix énergétique français (nucléaire + renouvelables) offre une électricité bas-carbone à des coûts raisonnables, favorisant l'hydrogène rose comme option intermédiaire
- La politique énergétique européenne (PPE 2026-2035) maintient l'hydrogène comme vecteur stratégique avec des objectifs contraignants
L'hydrogène dans la transition : quel rôle réaliste ?
Les experts s'accordent de plus en plus sur l'idée que l'hydrogène vert ne sera pas la solution universelle initialement imaginée. Il sera probablement compétitif et pertinent dans des applications spécifiques :
- L'industrie lourde (acier, chimie, raffinage) où l'électrification directe est difficile
- La mobilité lourde longue distance (poids lourds, trains, navires, aviation)
- Le stockage saisonnier d'énergie pour équilibrer les réseaux à forte proportion d'ENR
Pour les voitures individuelles, les bus urbains ou le chauffage résidentiel, d'autres solutions (véhicules électriques à batterie, pompes à chaleur) sont plus efficaces énergétiquement et économiquement. Le rendement de la chaîne hydrogène (électricité → électrolyse → compression → transport → pile à combustible → moteur) est d'environ 25-30 %, contre 75-85 % pour la charge directe d'une batterie. Ce facteur de 3 en défaveur de l'hydrogène est structurel.
Conclusion
Le débat gris/bleu/vert n'est pas qu'une querelle de couleurs — il reflète des choix industriels et politiques aux conséquences climatiques majeures. En 2026, l'hydrogène vert reste une technologie d'avenir dont le déploiement est plus lent que prévu, mais dont la trajectoire reste possible à l'horizon 2030-2035 dans les géographies et les applications favorables. La France dispose d'atouts réels (électricité bas-carbone, tissu industriel, capacités de R&D), à condition d'investir dans les infrastructures et d'accepter une montée en puissance progressive plutôt que des annonces spectaculaires démenties par les faits.
