Innover pour financer l’économie de l’hydrogène

Le finan­ce­ment de l’économie de l’hydrogène est l’étape de bou­clage du chan­ge­ment de modèle éner­gé­tique auquel nous sommes confron­tés, avec plus d’électricité et un réseau de gaz décar­bo­né à recons­truire, pour com­plé­ter et pro­gres­si­ve­ment rem­pla­cer les éner­gies liquides fos­siles exis­tantes. Son déploie­ment, mas­sif, sera long et pas­se­ra par des étapes inter­mé­diaires struc­tu­rantes dans la décen­nie, mais il sera l’un des meilleurs indi­ca­teurs d’une bas­cule irré­ver­sible vers un modèle pro­duc­tif durable, qui ren­for­ce­ra nos outils de souveraineté.

Les bas­cules à opé­rer pour atteindre l’Accord de Paris sont d’une ampleur inédite et néces­sitent une coopé­ra­tion sans pré­cé­dent des sys­tèmes poli­tique, éco­no­mique et finan­cier, ain­si qu’une accep­ta­tion socié­tale de la tran­si­tion éner­gé­tique. La der­nière étude chif­frée de la tran­si­tion publiée par Bloom­berg indique que les inves­tis­se­ments mon­diaux dans la tran­si­tion éner­gé­tique ont atteint 1 800 mil­liards de dol­lars en 2023, soit une hausse de 17 % par rap­port à 2022, éta­blis­sant ain­si un nou­veau record mal­gré le contexte de mul­ti­crises, d’inflation et de taux d’intérêt éle­vés. Selon l’étude, les inves­tis­se­ments dans la tran­si­tion éner­gé­tique devraient s’élever en moyenne à 4 800 mil­liards de dol­lars par an entre 2024 et 2030. Ce qui repré­sente près de trois fois l’inves­tis­sement total obser­vé en 2023.

Des besoins financiers majeurs

Dans ce contexte, l’hydrogène décar­bo­né s’impose comme un vec­teur éner­gé­tique majeur, aux côtés de l’électron, pour atteindre des objec­tifs qui sont désor­mais rehaus­sés à la hau­teur des enjeux et des menaces que repré­sente le chan­ge­ment cli­ma­tique. Nous consta­tons d’une part la prise en compte désor­mais consen­suelle de la place que devra occu­per l’économie de l’hydrogène dans un modèle pro­duc­tif décar­bo­né. Celle-ci oscille entre 10 et 15 %, avec des seg­ments prio­ri­taires iden­ti­fiés, comme la décar­bo­na­tion des indus­tries lourdes et les appli­ca­tions de mobi­li­té (ter­restre, mari­time, aviation).

D’autre part, nous obser­vons les pro­grès de l’ensemble des acteurs de la filière pour déployer des tech­no­lo­gies plus fiables, plus effi­caces et plus com­pé­ti­tives per­met­tant de pro­duire, sto­cker, dis­tri­buer et uti­li­ser de l’hydrogène ou ses déri­vés (de l’ammoniac aux SAF, car­bu­rants durables d’aviation, en pas­sant par le métha­nol ou encore le gaz de synthèse).

Plus de 1 400 pro­jets sont ain­si annon­cés, repré­sen­tant plus de 500 mil­liards de dol­lars d’investissement. L’ensemble des besoins d’investis­sement pour éta­blir une éco­no­mie de l’hydrogène au ser­vice de la tran­si­tion, depuis les bases d’énergie bas car­bone (renou­ve­lable ou nucléaire), ou encore en y incluant les inves­tis­se­ments dans les tech­no­lo­gies et pro­jets de cap­ture et sto­ckage de car­bone (CCS ou car­bon cap­ture and sto­rage) pour les­quels la France est motrice, repré­sentent un besoin de plu­sieurs dizaines de tril­lions de dol­lars sur les décen­nies à venir.

Lire aus­si : Déve­lop­pe­ment indus­triel de l’hydrogène et pas­sage à l’échelle

Accélérer les décisions finales

Tout cela semble très pro­met­teur, mais seuls 7 % des plus de 1 400 pro­jets hydro­gène annon­cés dans le monde sont actuel­le­ment en phase de construc­tion ou d’opération. 7 % c’est peu. Ce chiffre est à mettre en rap­port avec la dyna­mique de sou­tien qui s’instaure dans les dif­fé­rentes géographies. 

En paral­lèle, les pro­grammes de sou­tien au déploie­ment de cette indus­trie, qui couvrent tous les seg­ments indus­triels en usage et de nom­breux sec­teurs manu­fac­tu­riers en pro­duc­tion, se sont mul­ti­pliés en Europe, aux États-Unis, au Japon, en Corée, en Chine, en Aus­tra­lie et dans les pays d’Amérique latine et du Moyen-Orient, avec des moda­li­tés variant selon les cultures, les poli­tiques de sou­tien aux inves­tis­se­ments, les pro­grammes plu­ri­an­nuels de sou­tien à la demande ou à l’offre, ain­si que par les cré­dits d’impôt chers au légis­la­teur amé­ri­cain dans le cadre de l’Infla­tion Reduc­tion Act.

Las, ces pro­grammes, qui pour­raient déblo­quer eux-mêmes plu­sieurs cen­taines de mil­liards de pro­jets poten­tiels, sont longs à mettre en œuvre, d’autant que la plu­part sont encore en ges­ta­tion et ne par­viennent pas à déblo­quer le taux de FID (déci­sion finale d’investissement) par pro­jet pour l’amener autour des 30 % requis.

Quels sont les freins ?

Ils sont assez peu tech­no­lo­giques, quoi qu’en disent ceux qui sou­haitent ralen­tir ou décré­di­bi­li­ser la filière. Le pas­sage à l’échelle des grands pro­jets de pro­duc­tion d’hydrogène vert dans le monde se confron­te­ra au risque de dérives sur les inves­tis­se­ments, les per­for­mances et la fia­bi­li­té des pre­miers pro­jets. Cela ne dif­fère en rien de ce que toutes les grandes filières éner­gé­tiques de ces der­nières décen­nies ont vécu, du GNL à la bat­te­rie en pas­sant par le nucléaire et l’ensemble des tech­no­lo­gies renouvelables.

“Les freins sont assez peu technologiques.”

Pour autant, il n’y a pas de fata­li­té : bien au contraire, l’expérience a mon­tré que les tech­no­lo­gies résol­vaient ces risques à mesure de leur matu­ra­tion et de leur pas­sage à l’échelle. En ce qui concerne les usages est excep­tion­nelle la rapi­di­té avec laquelle les per­for­mances des piles à com­bus­tible – en poids, en volume, en fia­bi­li­té d’usage dans les véhi­cules qui sont en cir­cu­la­tion, en dura­bi­li­té – ont rejoint ce qui se fait de mieux dans l’électrique à bat­te­rie. Ces per­for­mances se rap­prochent déjà des réfé­rences des moto­ri­sa­tions ther­miques et montrent le poten­tiel encore consi­dé­rable de pro­grès de cette technologie.

Question de sécurité ?

La sécu­ri­té et plus géné­ra­le­ment l’acceptation socié­tale de l’hydrogène consti­tuent-ils un frein ? Nul ne peut se pré­mu­nir abso­lu­ment contre les risques que posent toutes les formes d’énergie sauf à ne pas les uti­li­ser du tout, sur­tout quand ces éner­gies sont nou­velles et ame­nées à cir­cu­ler et à être mani­pu­lées d’une manière ou d’une autre par le plus grand nombre, des sites indus­triels à nos rues et nos habi­ta­tions. À ce titre, les risques en termes de sécu­ri­té de l’hydrogène ne sont pas en soi plus consi­dé­rables que ceux que posèrent en son temps le déve­lop­pe­ment des usages du gaz, puis des moteurs à explo­sion, et enfin les moto­ri­sa­tions élec­triques actuelles.

Question de coût

Le coût est le prin­ci­pal frein à l’usage mas­sif de cette tech­no­lo­gie. L’hydrogène est une éner­gie secon­daire qui néces­site donc un coût d’extraction, lequel rend son prix au méga­watt­heure, quelles que soient les méthodes, supé­rieur au prix du gaz natu­rel ou du vec­teur éner­gé­tique pri­maire dont il est issu. 

Il peut se trou­ver des moments rares pen­dant les­quels l’hydrogène fabri­qué à base d’électrolyse de l’eau, pour­tant de manière moins effi­cace, se retrouve moins cher que l’hydrogène gris de base fos­sile, mais cela se pro­duit sous l’effet davan­tage des approches de valeur d’usage ou d’échange (donc du rôle du mar­ché), que des règles de la ther­mo­dy­na­mique. C’est bien aus­si cela qui noti­fie les chan­ge­ments de para­digme et de valeur qui sont atten­dus par la socié­té et le régu­la­teur, et qui doit débou­cher sur une évo­lu­tion du mar­ché : le prix du CO₂, son coût, qui vient intro­duire un biais de valeur ren­dant demain l’hydrogène « propre » plus com­pé­ti­tif que « l’hydrogène carboné ». 

Ain­si aujourd’hui l’hydrogène vert, pro­duit à par­tir d’énergie renou­ve­lable ou encore d’énergie nucléaire, sort entre deux et trois fois plus cher que le gris. Pour­quoi donc le pro­duire s’il n’est pas pos­sible de le moné­ti­ser en aval ? Com­ment convaincre les consom­ma­teurs, indus­triels et construc­teurs d’automobiles, pour ce qui est de la mobi­li­té, de faire évo­luer les usages vers l’hydrogène vert ?

« Verdir » les règles du jeu

Le pro­blème du finan­ce­ment est d’abord un pro­blème de règles du jeu et donc aus­si de régle­men­ta­tion. Tant que l’usage de pro­cé­dés bas car­bone n’est pas favo­ri­sé par les régle­men­ta­tions (ou son non-usage péna­li­sé), nul acteur, aus­si mobi­li­sé soit-il pour le bien com­mun, n’a d’intérêt à se pro­cu­rer de l’hydrogène propre ou vert pour rem­pla­cer son hydro­gène car­bo­né ou pour rem­pla­cer d’autres car­bu­rants moins chers.

Le pre­mier outil de finan­ce­ment des pro­jets hydro­gène est donc la régle­men­ta­tion et son déploie­ment. L’année 2024 ver­ra en prin­cipe de nom­breux pro­jets démar­rer leur phase de construc­tion grâce à l’achèvement du paquet régle­men­taire euro­péen, certes com­plexe mais struc­tu­rant, qui impose pro­gres­si­ve­ment aux sec­teurs indus­triels lourds, à celui des trans­ports et de l’énergie, de décar­bo­ner leurs pro­ces­sus, avec des quo­tas d’usage d’hydrogène décar­bo­né fixés et des déploie­ments de car­bu­rants de sub­sti­tu­tion pour des seg­ments tels que la marine ou l’aviation. Cepen­dant cet outil ne suf­fit pas, notam­ment pour pro­té­ger les indus­tries en com­pé­ti­tion mon­diale d’une régle­men­ta­tion trop coûteuse.

Dans ce contexte, l’Europe a mis en place des outils tels que le CBAM (Car­bon Bor­der Adjust­ment Mecha­nism ou méca­nisme d’ajustement car­bone aux fron­tières) pour pro­té­ger les sec­teurs inten­sifs en éner­gie de l’import de pro­duits car­bo­nés com­pé­ti­tifs, ou encore elle a déployé un cer­tain nombre d’outils de finan­ce­ment des équi­pe­men­tiers et des pro­jets d’infrastructure pour accom­pa­gner les pro­grès de la filière ; mais cela com­porte plu­sieurs limites.

L’acceptation du temps long

Les attentes qui pèsent sur la filière sont lourdes : on attend de l’hydrogène qu’il accom­plisse en dix ans (20 exa­joules, EJ, de contri­bu­tion éner­gé­tique dans une pre­mière étape), ce que le GNL a accom­pli en 40 ans, quand en 50 ans le nucléaire a réus­si à en accom­plir la moitié !

Il ne faut donc pas attendre des révo­lu­tions éner­gé­tiques à venir qu’elles soient for­cé­ment plus rapides. Le renou­ve­lable lui-même a atteint 6 EJ en trente ans et croît main­te­nant au rythme de plus de 2 EJ par an, avec l’ambition d’atteindre les 4,5 EJ par an. Cette dyna­mique ne se pour­sui­vra que si les déploie­ments sont mas­sifs et rapides. Cela néces­site des déploie­ments notam­ment dans des espaces vierges de conflits d’usage de sol avec les bons gise­ments de poten­tiels solaires et éoliens com­bi­nés, si les taux d’intérêt dans ces zones sont suf­fi­sam­ment faibles (ou boni­fiés par l’intervention des banques mul­ti­la­té­rales de déve­lop­pe­ment) pour per­mettre des déploie­ments compétitifs.

Il est donc ici ques­tion de mettre en œuvre, par une méca­nique finan­cière publique, une diplo­ma­tie ciblée et par des pro­grammes finan­ciers dédiés des plans de déploie­ments mas­sifs sur les sec­teurs clés stra­té­giques. Pour l’Europe par­ti­cu­liè­re­ment, qui res­te­ra en par­tie dépen­dante pour son éner­gie, cela néces­site de rapi­de­ment fixer les grands par­te­na­riats éner­gé­tiques de demain, en son Sud notam­ment avec les outils de finan­ce­ment mul­ti­la­té­raux qui conviennent. Cela vau­dra aus­si pour l’Asie du Nord-Est.

Les fonds sou­ve­rains et autres agences mul­ti­la­té­rales de déve­lop­pe­ment doivent voir dans ce contexte leurs mis­sions réorien­tées clai­re­ment vers les finan­ce­ments de ces pro­grammes d’infrastructure cen­traux, pour l’approvisionnement des éner­gies propres sur les conti­nents en défi­cit, et la construc­tion des nou­velles infra­struc­tures de pro­duc­tion, trans­port et dis­tri­bu­tion qui per­met­tront cet essor. Cela, évi­dem­ment, ne pren­dra pas deux ans.

Une situation macroéconomique et géopolitique très adverse

On ne peut pas deman­der à un inves­tis­seur, aus­si moti­vé soit-il, d’avancer sur une indus­trie nou­velle plus coû­teuse dans un contexte d’incertitude géo­po­li­tique qui pèse sur les prix de l’énergie et en pleine hausse des taux d’intérêt, quand ces indus­tries du futur sont essen­tiellement des indus­tries ultra-inten­sives en capi­taux. C’est le cas du renou­ve­lable et de l’hydrogène, et d’autres déri­vés à base de renouvelable.

“Favoriser le déploiement de crédits vers les actifs visés par la taxonomie du climat.”

Il convient donc de déve­lop­per des méca­nismes de finan­ce­ment qui actent la dua­li­té de l’économie du pré­sent et du futur en favo­ri­sant le déploie­ment de cré­dits vers les actifs visés par la taxo­no­mie du cli­mat. Cette poli­tique de taux accom­mo­dante peut être favo­ri­sée par les banques cen­trales ou les États, avec des stra­té­gies de refi­nan­ce­ment des banques cen­trales ou d’abondement des États sur les taux d’intérêt des cré­dits mis en œuvre pour la tran­si­tion éner­gé­tique. Cela favo­ri­se­rait aus­si les pro­grammes nucléaires.

La discipline du marché

Il reste à ache­ver la conver­gence des coûts, ce qui sup­pose de « brid­ger » les opex (ope­ra­tio­nal expen­di­ture ou dépenses d’exploitation). La hausse des taux direc­teurs et l’inflation n’ont pas ser­vi la dis­ci­pline du mar­ché et ont au contraire ali­men­té une dérive des coûts à contre­temps. Cette dérive résulte aus­si en par­tie d’une poli­tique d’aide trop ciblée sur les capex (capi­tal expen­di­ture ou dépenses d’investissement de capi­tal) et pas assez sur des logiques de dif­fé­ren­tiels de coûts plu­ri­an­nuels entre les prix de l’hydrogène fos­sile et les solu­tions décarbonées. 

Il est essen­tiel que les plans de sou­tien soient condi­tion­nés à l’atteinte de coûts et de prix cibles sur les élé­ments de la chaîne de valeur, et qu’ils donnent une prime aux pre­miers entrants à l’échelle. Dans ce contexte, les méca­nismes mis en place par H2Global en Alle­magne ou la Banque euro­péenne de l’hydrogène, et consi­dé­rés sous forme de CFD (contracts for dif­fe­rence) en France, répondent assez clai­re­ment à l’objectif. Pas for­cé­ment au quan­tum, puisque la Banque de l’hydrogène devrait pro­ba­ble­ment à terme faire une taille 10 à 20 fois supé­rieure à son enve­loppe actuelle et voir éven­tuel­le­ment son scope de sou­tien aller bien au-delà de l’hydrogène.

Un objectif pour la COP

Les approches ne fonc­tionnent que si la com­mu­nau­té inter­na­tio­nale prend quelques ini­tia­tives claires pour signa­ler au mar­ché que l’avenir est propre ou qu’il ne l’est pas, en ce qui concerne l’hydrogène. Actuel­le­ment la crois­sance de la demande en hydro­gène, qui a crû de plu­sieurs mil­lions de tonnes par an sur les der­nières années (on estime que la demande est pas­sée depuis 2020 de 90 à 95 Mt, essen­tiel­le­ment pour les besoins usuels du mar­ché), conti­nue d’être assu­rée par des actifs fonc­tion­nant aux éner­gies fos­siles, ce qui n’a pas de sens climatique. 

À défaut de vite décar­bo­ner l’existant, il est néces­saire de s’accorder sur une exi­gence pour les besoins futurs ; ces déploie­ments d’actifs viennent en marge sur des sites exis­tants, ne sont pas ou peu sujets à des ques­tions de délo­ca­li­sa­tion, sont essen­tiel­le­ment inten­sifs en capi­taux et donc leur répar­ti­tion ne sera pas for­cé­ment affec­tée lour­de­ment par un accord inter­na­tio­nal sur le déve­lop­pe­ment d’une offre bas car­bone. Cela devrait être un des objec­tifs de la pro­chaine COP.

Le déploiement coordonné des infrastructures

Enfin, du côté des déploie­ments d’infrastructure, nous sommes dans le domaine de la dis­tri­bu­tion et du trans­port, jusqu’au réseau de sta­tions, ter­mi­naux d’imports et réseau de connec­tions, notam­ment en Europe, dans une dyna­mique de conces­sion ou de régu­la­tion qui doit garan­tir aux opé­ra­teurs des sou­tiens de type capa­ci­taire per­met­tant aux inves­tis­seurs et opé­ra­teurs de s’engager sur la mise en œuvre des projets.

Les contrats de PPP (par­te­na­riat public-pri­vé) sur le déploie­ment des réseaux mini­mums euro­péens de sta­tions seront le seul moyen de sor­tir du dilemme de la poule et de l’œuf, sous réserve que des enga­ge­ments des équi­pe­men­tiers soient aus­si obte­nus pour finan­cer ou contri­buer à char­ger rapi­de­ment les infra­struc­tures ain­si déployées. L’accès à l’énergie et la sou­ve­rai­ne­té éner­gé­tique consti­tuent ain­si des notions à revi­si­ter sous l’angle de la ges­tion des actifs d’accès à nos fron­tières (dont des tiers hos­tiles peuvent se sai­sir) et de limi­ta­tion de nos dépen­dances sur un vec­teur. Il s’agit ain­si d’avoir un mar­ché mon­dial ouvert et liquide de l’énergie décar­bo­née, bien plus que de pro­duire en autar­cie notre éner­gie (ce qui de toute façon n’est pas pos­sible, ou alors à un coût très subop­ti­mal). L’hydrogène est la clé pour cela, notam­ment en rai­son de sa ver­sa­ti­li­té d’usage.

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