Hydrogène décarboné : trois projets qui testent la stratégie industrielle française
Le mécanisme de soutien à la production d’hydrogène décarboné par électrolyse, lancé par la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et opéré par l’ADEME, a produit ses premiers résultats concrets. Le premier appel d’offres, ouvert en décembre 2025, visait initialement 200 MW de capacité soutenue. La capacité effectivement retenue est de 161,4 MW, répartis sur trois projets et adossés à 778 millions d’euros d’aides publiques sur quinze ans. Le gouvernement n’a pas commenté cet écart.
Les trois lauréats couvrent des secteurs industriels bien distincts. HydroZère, porté par Engie Solutions H2, prévoit l’installation d’un électrolyseur de 5 MW sur le site d’ArcelorMittal à Saint-Chély-d’Apcher, en Lozère, pour des usages de combustion dans la métallurgie. Sa taille modeste lui confère une valeur de démonstrateur dans un secteur peu avancé sur la substitution de l’hydrogène fossile pour ses procédés thermiques.
Le deuxième lauréat, eM-Rhône, est développé par la PME industrielle Elyse Energy à Salaise-sur-Rhône, en Isère. L’usine produira 150 000 tonnes par an de e-méthanol de synthèse, à partir d’un électrolyseur de 210 MW couplé à du CO2 capté sur une cimenterie Lafarge voisine. La capacité soutenue dans cette première phase est de 61,1 MW. L’investissement total est évalué à 700 millions d’euros, pour une mise en service prévue en 2028.
FertHySomme, troisième lauréat porté par FertigHy, est le plus ambitieux en volume. Son usine de Languevoisin-Quiquery, dans la Somme, disposerait d’un électrolyseur de 200 MW, dont 95,3 MW soutenus dans cette première vague. Objectif annoncé : 500 000 tonnes d’engrais azotés bas carbone par an, soit environ 10 % de la consommation agricole française. L’investissement total est estimé à 1,3 milliard d’euros, pour une mise en service à l’horizon 2030.
Un mécanisme inédit, des risques bien réels
Le contrat pour différence (CfD) est au cœur du dispositif. Son principe : garantir aux producteurs d’hydrogène décarboné un prix de vente suffisant pour amortir leurs investissements, en compensant l’écart avec le prix de l’hydrogène fossile, aujourd’hui encore nettement plus compétitif. Ce modèle, éprouvé au Royaume-Uni pour les énergies renouvelables électriques, est appliqué pour la première fois à cette échelle à l’hydrogène industriel en France.
L’aide de 778 millions d’euros sur quinze ans pour 161,4 MW donne la mesure de l’écart de compétitivité entre hydrogène électrolytique et hydrogène fossile. Sans cette compensation, aucun des trois projets ne serait économiquement viable face au gaz naturel. Ce constat renvoie à une question que posent déjà plusieurs industriels du secteur : ce niveau de soutien sera-t-il maintenu pour les tranches suivantes, alors que la contrainte budgétaire de l’État reste forte?
Deux risques opérationnels méritent attention. D’abord, les lauréats disposent de huit semaines pour constituer leurs garanties financières, conformément au code de l’énergie. Un désistement à ce stade ouvrirait la possibilité de repêcher des projets classés en réserve, sans certitude sur leur disponibilité. Ensuite, la comparaison internationale reste défavorable sur les montants : les États-Unis ont engagé, via l’Inflation Reduction Act, des dizaines de milliards de dollars pour l’hydrogène propre. La dotation française de 4 milliards d’euros sur l’ensemble du dispositif, cohérente à l’échelle nationale, est d’un ordre de grandeur inférieur à ces programmes.
En retenant Elyse Energy, une PME, aux côtés de groupes comme Engie Solutions H2 et FertigHy, le mécanisme confirme qu’il n’est pas réservé aux seuls grands acteurs industriels. Ce critère de sélection intéresse directement les porteurs de projets de taille intermédiaire qui suivent le déploiement des appels d’offres suivants.
Ce que cette première vague signale pour l’industrie
Pour la métallurgie, le projet de Saint-Chély-d’Apcher peut préfigurer des solutions de décarbonation thermique adaptées à des sites de taille intermédiaire. Plusieurs aciéries et fonderies françaises sont sous pression croissante du marché carbone européen, dont les prix ont fortement progressé depuis 2021. La substitution partielle de l’hydrogène fossile par de l’hydrogène électrolytique, même sur une petite installation, constitue une première étape avant une montée en puissance éventuelle.
Dans la chimie, la production d’e-méthanol à partir d’hydrogène vert et de CO2 industriel capté ouvre des débouchés concrets sur deux marchés en structuration rapide : les carburants maritimes bas carbone, soumis à la réglementation FuelEU Maritime dès 2025, et les solvants ou plastiques de synthèse décarbonés. Elyse Energy se positionne à l’interface de la chimie verte et de la transition énergétique, avec un modèle qui valorise les émissions d’un site industriel voisin plutôt que de les ignorer.
Pour l’agriculture, les enjeux dépassent la seule réduction des émissions. La production domestique de 500 000 tonnes d’engrais azotés bas carbone par an répond aussi à une question de dépendance aux importations. La crise d’approvisionnement déclenchée par la guerre en Ukraine avait mis en lumière la vulnérabilité de l’agriculture européenne vis-à-vis de fournisseurs russes et biélorusses. FertHySomme, s’il atteint ses objectifs, apporterait une réponse partielle à cette fragilité structurelle.
La prochaine étape sera la publication du deuxième appel d’offres, portant sur 250 MW supplémentaires, avant une troisième tranche de 550 MW pour atteindre l’objectif de 1 GW. La crédibilité de l’ensemble du dispositif sera directement liée à la capacité des trois premiers lauréats à tenir leurs calendriers d’investissement et de mise en service, entre 2028 et 2030. Si ces usines fonctionnent comme prévu, le modèle français des contrats pour différence sur l’hydrogène aura fourni une preuve de concept industrielle à grande valeur de référence pour les acteurs qui arbitrent encore leurs décisions de localisation en Europe.
Photo : enerzine.com/