La filière de l’hydrogène vert occupe une place centrale dans les débats énergétiques contemporains et industriels. Son rôle pour décarboner l’industrie française et réduire les émissions est désormais tangible pour de nombreux acteurs.
Les chiffres publics et les projets industriels permettent d’évaluer les progrès récents et les verrous techniques persistants. Ces éléments essentiels sont présentés ci‑dessous pour faciliter la prise de décision et l’analyse stratégique.
A retenir :
- Compétitivité fragile sans réseau de transport et stockage
- Besoin d’électrolyseurs lourds massifs et d’électricité bas carbone
- Importations possibles depuis pays à fort solaire ou éolien
- Souveraineté industrielle requise pour produits dérivés stratégiques locaux
Production d’hydrogène vert en France : capacités et projets 2025
Après ces points essentiels, il faut analyser les capacités installées et les projets en cours sur le territoire national. La filière montre des avancées notables mais demeure encore en phase d’émergence face aux objectifs inscrits.
Les initiatives industrielles concernent tant la production que la fabrication d’équipements et les chaînes logistiques associées. Plusieurs grands groupes et PME travaillent de concert pour bâtir des écosystèmes locaux robustes.
Acteurs industriels impliqués :
- Air Liquide — électrolyse et intégration sur sites industriels
- TotalEnergies et ENGIE — projets solaires associés à la production
- HDF Energy — usines de piles et solutions électrochimiques
- McPhy et Lhyfe — fabricants d’électrolyseurs et développeurs locaux
- GRTgaz, H2V Industry — infrastructures et stockage
État des capacités et objectifs 2030
Ce point détaille les capacités actuelles et les objectifs nationaux pour 2030 afin d’éclairer les choix publics et privés. Actuellement, la production d’hydrogène carboné atteint environ 400 000 tonnes par an, selon des bilans sectoriels et industriels.
L’objectif fixé initialement pour 2030 vise 6,5 gigawatts installés, soit environ 600 000 tonnes annuelles pour répondre aux usages industriels. Selon l’ADEME, la trajectoire actuelle prévoit seulement 0,3 gigawatt installé d’ici 2026, un fossé significatif par rapport à la cible.
« J’ai supervisé la mise en service d’un électrolyseur pilote, et l’expérience a révélé des besoins en maintenance élevés et des gains opérationnels réels »
Marie D.
Projet
Capacité
Localisation
Impact CO2 estimé
Air Liquide Normand’Hy
200 MW
Port‑Jérôme, Normandie
Réduction CO2 supérieure à plusieurs centaines de milliers de tonnes
Masshylia (TotalEnergies & ENGIE)
≈5 tonnes H₂/jour
La Mède, PACA
Réduction locale notable pour sites voisins
HDF Energy — site de Blanquefort
Usine de piles à combustible
Blanquefort
Contribution au déploiement d’équipements nationaux
Projection nationale 2026
0,3 GW
France
Capacité encore limitée par rapport à l’objectif 2030
Ces projets illustrent des modèles variés, depuis l’intégration industrielle jusqu’aux unités modulaires destinées à l’exportation. Le développement coopératif d’acteurs comme Air Liquide, TotalEnergies et ENGIE témoigne d’un effort massif de coordination industrielle.
Projets territoriaux et écosystèmes locaux
Cette section présente des exemples concrets d’implantation et d’organisation territoriale autour de l’hydrogène. Selon l’ADEME, 35 premiers écosystèmes territoriaux ont été lancés et évalués pour tester des modèles de déploiement.
Les retours montrent que une proximité entre production, usage et logistique facilite l’efficacité et réduit les coûts de transport. Les acteurs locaux bénéficient aussi d’un levier industriel pour créer des emplois et des filières.
Exemples d’écosystèmes locaux :
- Bassin industriel normand — électrolyse et hydrogène pour la chimie
- La Mède — Masshylia solaire pour hydrogène renouvelable
- Grand Est — projet MosaHyc de canalisations pour transport
Ces initiatives locales offrent des preuves de concept pour les électrolyseurs de grande taille et les chaînes d’approvisionnement associées. Elles préparent aussi l’industrialisation à plus grande échelle et l’entrée en série d’équipements nationaux.
Les éléments précédents posent la question centrale du coût et des choix entre production locale et importation à grande échelle. Cette interrogation conduit naturellement à l’analyse économique plus détaillée qui suit.
Coûts et compétitivité : produire en France ou importer de l’étranger
Ce constat sur les projets amène à interroger la compétitivité économique entre production locale et importation depuis des zones à fort potentiel solaire. L’analyse économique combine coût de l’électricité, coûts d’investissement et frais logistiques.
Sur l’horizon 2030, la production française resterait compétitive dans la majorité des cas, selon les scénarios étudiés. À plus long terme, la baisse des coûts EnR à l’étranger complexifie l’équation et appelle des choix politiques forts.
Facteurs de coût :
- Prix de l’électricité pour l’électrolyse
- Coûts d’investissement et disponibilité d’équipements
- Transport, liquéfaction et contraintes logistiques
- Capacités de stockage et flexibilité opératoire
Éléments de coûts et facteurs déterminants
Ce développement analyse les composantes de coûts et leur sensibilité pour la compétitivité des solutions françaises. Selon l’ADEME, la temporalité d’investissement et le prix de l’électricité restent déterminants pour la filière.
Scénario
Source électrique
Transport
Compétitivité 2030
Production France
Mix nucléaire et EnR
Réseaux internes requis
Majoritairement compétitive selon ADEME
Import Maroc
Photovoltaïque abondant
Nouvelles infrastructures d’acheminement
Coûts proches dans certains scénarios
Import Chili
Photovoltaïque et éolien
Transport maritime complexe
Compétitif selon coûts et logistique
Perspective 2050
EnR mondiales plus abordables
Infrastructure améliorée
Compétitivité variable selon stockage
« J’ai coordonné l’export de modules hydrogène, et les coûts logistiques dépassent souvent les prévisions initiales »
Pierre L.
Scénarios à horizon 2050 et enjeux de souveraineté
Ce volet examine les implications à long terme pour la souveraineté industrielle et l’indépendance énergétique. Selon la Cour des comptes européenne, de lourds investissements publics ont déjà été engagés, mais des ajustements d’objectifs sont nécessaires.
La compétitivité future dépendra aussi de la capacité à stocker et gérer des flux variables d’électricité pour l’électrolyse. Selon le Gouvernement, la révision de la stratégie nationale hydrogène vise à tenir compte de ces éléments opérationnels et économiques.
Risques et opportunités :
- Dépendance accrue aux importations énergétiques
- Opportunité industrielle pour chaînes locales
- Risque de concurrence sur produits dérivés
- Possibilité d’innovation sur stockages et réseaux
Les arbitrages publics seront décisifs, en particulier concernant la tarification de l’électricité et les soutiens industriels. Sans dispositifs adaptés, la France risque de perdre des segments de valeur stratégique à l’international.
Cette réflexion sur les coûts conduit naturellement à l’examen des infrastructures nécessaires pour sécuriser la filière à long terme. Le prochain point traite précisément des réseaux et du stockage national.
Infrastructures, stockage et souveraineté industrielle en France
Le passage précédent montre que les infrastructures définissent la compétitivité et la souveraineté industrielle à moyen et long terme. Le développement des réseaux de transport et des capacités de stockage est donc central pour la filière.
Les acteurs publics et privés, tels que GRTgaz, H2V Industry, et des équipementiers comme McPhy, doivent coordonner déploiement et normalisation. L’effort inclut aussi des constructeurs d’usage comme Alstom et Faurecia pour sécuriser la demande industrielle.
Infrastructures nécessaires :
- Canalisations dédiées pour flux continus et sécurisés
- Stockage souterrain pour flexibilité saisonnière
- Ports et terminaux pour importation et exportation
- Unités de liquéfaction et stations de regazéification
Besoins en réseaux et solutions techniques
Ce segment explicite les infrastructures existantes et les évolutions requises pour assurer une filière compétitive et résiliente. Des projets comme MosaHyc visent à construire des canalisations adaptées au transport d’hydrogène sur de longues distances.
Infrastructure
État actuel
Progrès requis
Canalisations dédiées
Prototype et études en cours
Réseaux régionaux interconnectés
Stockage souterrain
Capacités limitées
Développement massif pour flexibilité
Terminaux portuaires
Installations existantes pour liquides
Adaptation pour hydrogène ou dérivés
Unités de liquéfaction
Technologies énergivores
Amélioration d’efficacité et déploiement
« La garantie d’un tarif électrique compétitif est la clé pour développer la filière et préserver l’industrie nationale »
Claire B.
Impacts industriels et chaînes de valeur
Ce point explore les usages industriels qui conditionneront la demande en hydrogène décarboné et renouvelable. Les produits dérivés, tels que l’ammoniac, le DRI, le méthanol et le e‑kérozène, constituent des débouchés essentiels pour la décarbonation industrielle.
Construire des filières locales pour ces produits renforcera la souveraineté industrielle et limitera l’empreinte sur les ressources étrangères. Plusieurs industriels, dont Faurecia et Alstom, testent des prototypes et des intégrations dans leurs chaînes de production.
Produits dérivés stratégiques :
- Ammoniac pour fertilisants et chimie lourde
- DRI pour acier à faible émission
- Méthanol pour usages chimiques et carburants
- E‑kérozène pour aviation décarbonée
Produit dérivé
Avantage infrastructurel
Barrière principale
Ammoniac
Réseaux maritimes existants
Normes et coûts de production
DRI
Approvisionnement local pour aciéries
Prix de l’électricité industriel
Méthanol
Intégration dans chimie existante
Concurrence des producteurs étrangers
E‑kérozène
Valorisation pour aviation
Dépendance au DAC pour CO₂ renouvelable
« Les habitants locaux perçoivent souvent les projets comme une opportunité d’emplois durables, tout en demandant des garanties environnementales »
Olivier N.
Le développement coordonné des infrastructures, soutenu par des politiques publiques claires, reste indispensable pour transformer les potentialités en mobilité industrielle réelle. Sans impulsion publique suffisante, la France risque de laisser échapper des segments de valeur stratégiques.
Un passage vers la mise à l’échelle industrielle exigera des choix politiques, des investissements ciblés et une coordination entre acteurs privés et publics. Ces décisions détermineront si la France saisit l’opportunité d’une filière hydrogène compétitive et souveraine.
Source : ADEME, « Étude sur l’hydrogène », ADEME, octobre 2024 ; Cour des comptes européenne, « Rapport hydrogène », Cour des comptes européenne, 2025 ; Gouvernement, « Stratégie nationale hydrogène révisée », Gouvernement, 16 avril 2025.
