Lents progrès de l’hydrogène vert
En 2024, la concentration de CO₂ dans l’atmosphère a atteint un record historique, le plus élevé depuis que des mesures modernes existent, selon l’Organisation météorologique mondiale (OMM). Les experts mettent en garde : il est urgent d’accélérer la transition vers une énergie propre, et l’hydrogène vert est un élément clé de ce processus. Il est produit à partir de l'eau par électrolyse à partir d'électricité renouvelable, génère de l'énergie avec quasiment aucune émission et peut être facilement transporté et stocké, devenant ainsi un vecteur clé pour décarboner les secteurs difficiles à électrifier, comme l'industrie, l'aviation ou le transport maritime. Son déploiement progresse néanmoins plus lentement que prévu. «Nous vivons un changement de paradigme énergétique», explique Javier Brey, président de l'Association espagnole de l'hydrogène (AeH2), aux impatients. « Nous avançons, mais les obstacles sont inévitables », reconnaît-il.
Le premier défi concerne les infrastructures. L'Europe prévoit 323 gazoducs totalisant plus de 50 000 kilomètres. En Espagne, le principal enjeu est le corridor H₂Med, promu par Enagás, qui reliera la péninsule à la France et à l'Allemagne à travers 6 000 kilomètres de canalisations, réutilisées à 35 %. D'une capacité de transport de deux millions de tonnes par an, il devrait être opérationnel en 2032 et couvrir 10 % de la demande européenne. Ces derniers mois, il a franchi plusieurs étapes : il a reçu 97,2 millions d'euros du mécanisme pour l'interconnexion en Europe et a été déclaré « projet phare » par la France, l'Allemagne et l'UE. En outre, l'entité spéciale BarMar a été créée entre les gestionnaires du réseau de transport espagnol et français et l'interconnexion avec le Portugal est sur le point d'être évaluée environnementale.
Plus de clarté réglementaire
Le deuxième obstacle est l’absence de réglementation claire. « Nous avons besoin de normes mondiales pour un marché mondial », déclare Brey. En 2025, des progrès ont été réalisés : la directive européenne RED III, qui réglemente les carburants renouvelables non biologiques et fixe des objectifs d'émissions, est en cours de transposition dans la législation espagnole et, malgré le retard, pourrait entrer en vigueur avant la fin de l'année.
Avec des infrastructures et une réglementation avancées, le prochain défi concerne les contrats à long terme, essentiels au financement des centrales. Sans eux, les banques et les investisseurs ne prennent pas de risques. L'Allemagne a lancé H₂Global, qui garantit des achats à un prix stable et réduit l'écart entre l'hydrogène vert (entre 4 et 8 euros le kilo) et l'hydrogène conventionnel (en dessous de trois euros). Dans l’ensemble, l’Espagne et l’Allemagne se consolident en tant que leader de l’hydrogène vert. Selon l'Association espagnole de l'hydrogène, il existe 399 projets qui pourraient mobiliser 33 milliards d'euros. Les plus avancés, 145, totalisent 13,3 gigawatts (GW) : cinq produisent déjà 30 mégawatts (MW) ; sept ont conclu un financement (un total de 153 MW) et 35 prévoient de le faire avant décembre (en supposant 3,5 GW). « D'ici début 2026, soulignent-ils, l'Espagne pourrait atteindre près de quatre GW, franchissant ainsi la première étape de la feuille de route du gouvernement. »
Pour accélérer les projets, des Hydrogen Valleys ont été créées, regroupant la production, la distribution et la consommation en clusters industriels. Dans le cadre de H2 Valles, sept projets sont en cours de promotion en Aragon, en Andalousie, en Castille et León, en Catalogne et en Galice, avec 2 292,8 MW d'électrolyse et près de 6 000 millions d'euros d'investissement. Des acteurs tels que Moeve, Acciona, Repsol et Iberdrola y participent. Cette dernière développe la centrale de 20 MW de Puertollano, avec Fertiberia, et l'électrolyseur de la zone franche de Barcelone, qui alimente les bus. Repsol et BP construisent une usine de 100 MW à Carthagène pour produire jusqu'à 15 000 tonnes par an.
Outre les grandes entreprises espagnoles, des entreprises internationales ont opté pour le marché national. L'entreprise française Lhyfe, qui produit plus de quatre tonnes par jour en France et en Allemagne, construit une centrale de 15 MW à Vallmoll (Tarragone) qui entrera en service en 2026, avec une production de quatre à cinq tonnes par jour. Cet été, elle a déjà fourni de l'hydrogène au secteur valencien de la céramique, remplaçant 100 % du gaz naturel. Franz Bechtold, son directeur commercial en Espagne, souligne que « Vallmoll rapprochera l'hydrogène des clients là où il n'y a pas d'infrastructure, en réduisant les coûts ».
Le déploiement des gares reste le talon d'Achille. Aujourd’hui, seules une demi-douzaine fonctionnent, aucune n’étant publique, loin de la centaine prévue pour 2030. « L’Espagne est encore très loin d’atteindre ses objectifs », prévient Francisco Montalbán, président de Clantech, une société d’ingénierie andalouse spécialisée dans la conception d’usines à hydrogène. En Espagne, l'un de ses projets les plus importants est le développement de l'Hidrogenera pour les autobus de la Société de Transport Métropolitain de Barcelone (TMB). « En Suède, couvrir la différence de coût entre les camions diesel et ceux à hydrogène a stimulé les investissements et l’ouverture de stations à hydrogène. » Montalbán ne croit pas que les pénalités CO₂ de 2027 seront un levier et ajoute : « Ce ne sera pas avec des amendes, mais avec des avantages économiques, que le marché sera véritablement activé. »
Électrolyse et cavernes de sel
L’électrolyse, base de l’hydrogène vert, reste confrontée à des défis d’efficacité. Lluis Soler, chercheur Ramón y Cajal à l'Université Politècnica de Catalunya, CER-H2, explique que « le rendement actuel des électrolyseurs matures est d'environ 70 %, c'est-à-dire que 30 % de l'électricité est dissipée sous forme de chaleur ». Actuellement, il existe des électrolyseurs alcalins, à membrane PEM et anioniques, « mais ce seront les électrolyseurs à oxyde solide à haute température qui permettront d'obtenir une plus grande efficacité et une consommation d'eau plus faible, mais ils sont encore en phase de R&D », ajoute-t-il. Elle est également appliquée à l'électrolyse pour simuler des scénarios d'exploitation et gérer la variabilité des énergies renouvelables, réduisant ainsi les coûts et optimisant la production.
Un autre défi crucial est le stockage. Selon Soler, l’hydrogène « peut agir comme un véritable stock d’hiver : il est produit au printemps et en été et consommé pendant les mois froids, équilibrant ainsi le réseau électrique ». Une option consiste à le stocker dans des cavernes salines. Des études menées par certaines universités allemandes établissent que ces cavernes pourraient couvrir jusqu'à 66 % de la demande mondiale d'électricité et jusqu'à 85 % avec la coopération internationale. Enagás a déjà deux projets prévus ; l’un d’eux (Nord-1, en Cantabrie), stockera 13 767 tonnes d’hydrogène d’ici 2030.
