Prospective
L’écart entre l’annoncé et le construit.
Pour 2050, les scénarios publiés ne décrivent pas le même monde : DNV prévoit un hydrogène à 5 % du mix énergétique, quand la trajectoire 1,5 °C de l’IRENA exige 523 Mt d’hydrogène propre par an. L’écart ne tient pas à la technologie — il tient aux coûts, aux contrats d’achat et à celui qui paie l’infrastructure.
Où en est réellement la courbe
L’investissement engagé dans l’hydrogène propre atteint 130 milliards de dollars sur 579 projets ayant pris leur décision finale d’investissement, en construction ou en service — 6,9 Mt/an de capacité engagée (Hydrogen Council, juin 2026). L’AIE recense 27 Mt/an de production bas-carbone annoncée pour 2030, 10 Mt de moins qu’un an plus tôt ; seules 4,3 Mt sont engagées, pour près de 1 Mt produite en 2025. Les deux institutions ne mesurent pas la même chose : une capacité pour le Council, une production attendue pour l’AIE.
Financement
En 2023, la Banque mondiale avait approuvé 1,65 milliard de dollars de prêts pour l’hydrogène renouvelable et proposé une initiative de 10 GW d’hydrogène propre. En avril 2026, le mécanisme hydrogène de l’UE a clôturé son premier tour : 265 projets d’offre de 33 pays, 45 projets d’achat. Le dérisquage, plus que la ressource, est la pièce qui manque à la Méditerranée du Sud.
Coûts
Un électrolyseur coûtait 820 USD/kW en Chine et 2 200 USD/kW ailleurs en 2025 ; le scénario des politiques déclarées (STEPS) de l’AIE les ramène à 680 et 1 700 USD/kW en 2030. Dans ce scénario, l’hydrogène renouvelable passe sous 2 USD/kg dans une partie du nord de la Chine et vers 3,5 USD/kg sur certains sites européens. L’IRENA (2023) situe la moyenne européenne à 4,5–6 USD/kg.
Électricité
Gartner prévoit 565 TWh pour les centres de données en 2026, 26 % de plus que les 447 TWh de 2025, et plus de 1 200 TWh en 2030 (prévision du 10 juin 2026). Les molécules propres se disputent les mêmes électrons — le site et l’additionnalité décident.
Sources : Hydrogen Council, Global Hydrogen Compass 2026 · AIE, Global Hydrogen Review 2026, p. 11, 81, 111–112 · Banque mondiale, communiqué, 17 novembre 2023 · Commission européenne (DG ENER), 29 avril 2026 · IRENA, Power to hydrogen: status · Gartner, communiqué, 10 juin 2026
Les scénarios côte à côte
Chaque entrée indique son auteur, son année, sa nature et son périmètre. Une prévision dit ce qui est attendu ; une trajectoire, ce qu’exige un objectif ; un recensement de projets, ce qui a été annoncé. Quand deux institutions divergent, la divergence est le résultat.
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Global Hydrogen Review 2026
Recensement de projets · Projets annoncés, pas une prévision ; coûts selon le scénario des politiques déclarées (STEPS)
Le portefeuille annoncé pour 2030 a perdu 10 Mt en un an, à 27 Mt ; seules 4,3 Mt sont engagées.
Plus de 100 GW d’électrolyse annoncés pourraient perdre toute chance d’entrer en service d’ici 2030 sans décision d’investissement avant fin 2027. Un recensement de projets n’est pas une prévision : il faut lire les tableaux de scénarios de l’édition citée, sans jamais mélanger les éditions.
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Global Hydrogen Flows: 2023 Update
Scénario · Further Acceleration — un réchauffement de 1,9 °C
Une demande d’hydrogène propre de plus de 40 Mt par an en 2030, dont près de 20 Mt transportées sur de longues distances.
Les échanges à longue distance atteignent environ 100 Mt par an en 2040 et environ 200 Mt en 2050. Le commerce économiserait quelque 4 000 milliards de dollars d’investissement par rapport à un monde aux échanges limités, pour environ 70 milliards de dollars par an d’infrastructures de transport et de conversion en 2050. Un scénario qui manque encore l’objectif de 1,5 °C, pas une prévision.
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Innovation landscape for smart electrification — 1.5°C Scenario
Trajectoire normative · Scénario 1,5 °C de l’IRENA
125 Mt d’hydrogène par an en 2030 et 523 Mt en 2050 — 94 % de la production mondiale d’hydrogène — sur une trajectoire 1,5 °C.
Hydrogène vert et bleu confondus ; jusqu’à 350 GW d’électrolyseurs en 2030 et environ 5 000 GW en 2050 ; 170 milliards de dollars d’investissement par an jusqu’en 2050. Une trajectoire normative dit ce qu’exige un monde à 1,5 °C, pas ce qui arrivera : elle se compare à la prévision de DNV, pas au recensement de projets de l’AIE.
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Hydrogen Forecast to 2050
Prévision · Prévision centrale de DNV
L’hydrogène à 0,5 % du mix énergétique en 2030 et à 5 % en 2050.
3 100 GW d’électrolyseurs sur cette trajectoire ; 72 % de la production de 2050 issue de l’électricité ; 6 800 milliards de dollars d’investissement de production d’ici 2050. La prévision place l’acier, la chaleur industrielle et les dérivés maritimes et aériens au centre, et n’y met pas le transport intercontinental d’hydrogène pur.
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European Hydrogen Backbone
Vision d’infrastructure · Plan de réseau des gestionnaires de transport de gaz
58 000 km de réseau hydrogène d’ici 2040, dont environ 60 % de gazoducs réaffectés.
Un plan de réseau n’est ni un engagement de financement ni une décision finale d’investissement. Le corridor Afrique du Nord–Europe figure dans le plan ; sa construction dépend de contrats d’achat qui n’existent pas encore à grande échelle.
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Geopolitics of the Energy Transformation: The Hydrogen Factor
Cadre d’analyse
Le commerce de l’hydrogène crée de nouvelles interdépendances plutôt qu’il ne met fin à la dépendance : les pays riches en électricité renouvelable bon marché pourraient devenir producteurs, et les exportateurs d’énergies fossiles s’en servir pour se diversifier.
Le cadre pèse le leadership technologique et la fabrication d’équipements, la certification et les normes communes, l’interdépendance commerciale et financière, et la place des pays en développement. C’est la grille la plus utile pour un producteur nord-africain, car elle demande qui capte la valeur plutôt que quel volume circule.
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Hydrogen: Not a solution for gas-fired turbines
Analyse critique
Les centrales vendues comme « compatibles hydrogène » fonctionneront presque entièrement au méthane pendant au moins dix ans.
Un mélange à 20 % d’hydrogène ne réduit les émissions d’une turbine que d’environ 7 % au plus. L’enjeu est réel pour l’Afrique du Nord, car la réaffectation des gazoducs est au cœur du dossier des corridors, et le même raisonnement vaut pour les objectifs de mélange et pour l’hydrogène bleu présenté comme transitoire.
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Iron ore quality a potential headwind to green steelmaking
Analyse critique · Déficit de minerai : perspectives de BloombergNEF citées par l’IEEFA
Dans l’acier, la demande d’hydrogène est plafonnée par le minerai, pas par l’hydrogène.
La réduction directe exige idéalement un minerai à 67 % de fer ou plus ; Vale prévoit que le minerai à plus de 66 % de fer restera à 3 % seulement de l’offre maritime jusqu’en 2030 (IEEFA, 2022). BloombergNEF, cité par l’IEEFA en mars 2026, anticipe un déficit de minerai de qualité DR de 15 Mt par an en 2030, porté à 133 Mt en 2040. Une prévision d’hydrogène pour l’acier qui ignore la contrainte du minerai surestime sa cause.
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Hydrogen Demand and Cost Dynamics
Revue de la littérature
Publie des fourchettes plutôt qu’une prévision ponctuelle : de 150 à 600 Mt de demande d’hydrogène en 2050 selon les études passées en revue, à 1,5–5 USD/kg.
Utile comme discipline : le document attribue l’essentiel de l’écart de coûts au prix de l’électricité et aux heures de fonctionnement à pleine charge de l’électrolyseur. Quand des institutions divergent sur la demande de 2050, c’est d’abord là qu’il faut regarder.
D’abord l’observé, ensuite le projeté
Banque mondiale, FMI, Forum économique mondial, OCDE, IRENA et Commission européenne, lus pour les pays qui comptent pour un pôle hydrogène nord-africain. Les valeurs observées viennent d’abord ; les projections suivent dans leurs propres tableaux, chacune avec le scénario qui l’a produite.
Énergie et économie des pays suivis
| Pays ou groupe | Accès à l’électricité (% de la population, 2024) | Électricité produite au gaz (% de la production, 2024) | Électricité renouvelable (% de la production, 2021) | Importations nettes d’énergie (% de la consommation, 2024) | CO₂ par habitant (t, hors usage des terres, 2024) | PIB par habitant (USD courants, 2025) | Indice de transition énergétique 2025 (rang sur 118, score) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Tunisie | 100 | 93,9 | 2,8 | 66,0 | 2,6 | 4 657 | 62 (54,6) |
| Maroc | 100 | 9,6 | 19,3 | 93,9 | 1,8 | 4 672 | 70 (53,7) |
| Algérie | 100 | 99,0 | 0,9 | −119,3 | 4,0 | 6 051 | 89 (50,7) |
| Égypte | 100 | 76,9 | 12,2 | 26,4 | 2,5 | 3 086 | 74 (53,1) |
| Mauritanie | 52,2 | 0 (2021) | 19,4 | — | 1,0 | 2 198 | non couvert |
| Namibie | 59,3 | 0 (2021) | 93,4 | 61,8 | 1,2 | 4 876 | 64 (54,4) |
| Union européenne | 100 | 16,9 (2025) | 37,8 | 62,5 (2023) | 5,5 | 47 089 | — |
| Monde | 91,9 | 28,7 (2025) | 27,8 | 14,6 (2023) | 4,7 | 14 406 | moyenne mondiale 56,9 |
Banque mondiale, World Development Indicators (CC BY 4.0), indicateurs EG.ELC.ACCS.ZS, EG.ELC.NGAS.ZS, EG.ELC.RNEW.ZS, EG.IMP.CONS.ZS, EN.GHG.CO2.PC.CE.AR5, NY.GDP.PCAP.CD : dernière valeur disponible, base mise à jour le 8 octobre 2026 ; quand l’année diffère de celle de la colonne, elle figure à côté de la valeur. Une part d’importations nettes négative signifie un exportateur net (Algérie). Indice de transition énergétique : Forum économique mondial, Fostering Effective Energy Transition 2025, tableau 1 ; la Mauritanie n’est pas couverte ; la Tunisie était 89e en 2024 (TAP, 26 juin 2025). Consulté le 24 octobre 2026.JSONCSV
Repères mondiaux, dernières éditions
| Indicateur | Valeur | Année | Source |
|---|---|---|---|
| Production d’hydrogène bas-carbone | près de 1 Mt (+20 %) | 2025 | AIE, GHR 2026, p. 11, 81 |
| Capacité d’électrolyse installée | > 4 GW (doublée en un an) | fin 2025 | AIE, GHR 2026, p. 12, 81 |
| Investissement engagé dans l’hydrogène propre (FID ou au-delà) | 130 Md USD · 579 projets · 6,9 Mt/an | juin 2026 | Hydrogen Council, Compass 2026 |
| Mécanisme hydrogène de l’UE, premier tour | 265 projets d’offre de 33 pays (dont 16 de l’UE) · 45 projets d’achat · 87 % des fournisseurs ont reçu une marque d’intérêt | avril 2026 | Commission européenne, 29 avr. 2026 |
| Prêts de la Banque mondiale à l’hydrogène renouvelable approuvés | 1,65 Md USD | 2023 | Banque mondiale, 17 nov. 2023 |
| Nouveaux projets renouvelables moins chers que toute alternative fossile neuve | 91 % | 2024 | IRENA, Renewable power generation costs in 2024, p. 5 |
| Coût moyen mondial pondéré de l’électricité renouvelable neuve | solaire PV 0,043 USD/kWh · éolien terrestre 0,034 · éolien en mer 0,079 | 2024 | IRENA, Renewable power generation costs in 2024, p. 3, 6, 7 |
| Soutien public aux énergies fossiles | 916 Md USD (1 031 Md USD en 2023) | 2024 | OCDE et AIE, déc. 2025 |
| Consommation d’électricité des centres de données | 447 TWh | 2025 | Gartner, 10 juin 2026 |
| Indice de transition énergétique | 77 pays sur 118 en progrès · score moyen +1,1 % | 2025 | WEF, Fostering Effective Energy Transition 2025 |
ProjetéCroissance et dette publique : Perspectives de l’économie mondiale du FMI, octobre 2026
| Pays ou groupe | Croissance du PIB réel 2026 (%) | Croissance du PIB réel 2027 (%) | Dette publique brute 2026 (% du PIB) |
|---|---|---|---|
| Tunisie | 2,4 | 2,0 | 86,1 |
| Maroc | 4,5 | 4,2 | 66,6 |
| Algérie | 3,8 | 3,2 | 51,8 |
| Égypte | 5,1 | 4,7 | 84,0 |
| Mauritanie | 4,4 | 4,4 | 38,3 |
| Namibie | 2,0 | 2,7 | 67,5 |
| Union européenne | 1,4 | 1,4 | 83,6 |
| Monde | 3,1 | 3,4 | — |
| Moyen-Orient et Asie centrale (groupe FMI) | −0,3 | 6,3 | — |
| Afrique subsaharienne (groupe FMI) | 4,5 | 4,5 | — |
IMF, World Economic Outlook, October 2026 (DataMapper, données du 8 octobre 2026). Projections du scénario de référence des services du FMI ; 2026 est l’année en cours et reste une projection. Moyen-Orient et Asie centrale et Afrique subsaharienne sont des groupes de pays du FMI. Consulté le 24 octobre 2026.JSONCSV
ProjetéScénarios, prévisions, recensements de projets et objectifs
| Indicateur | Valeur | Horizon | Nature | Scénario ou base | Source |
|---|---|---|---|---|---|
| Production bas-carbone annoncée | 27 Mt (37 Mt un an plus tôt) | 2030 | Recensement | Tous les projets annoncés — un recensement, pas une prévision | AIE, GHR 2026, p. 11, 81 |
| Production bas-carbone engagée | 4,3 Mt (plus de 6 Mt si des FID sont prises en 2026–2027) | 2030 | Recensement | Projets en service, en construction ou en FID | AIE, GHR 2026, p. 81 |
| CAPEX d’un électrolyseur | 680 USD/kW (Chine) · 1 700 USD/kW (reste du monde) ; 2025 : 820 et 2 200 | 2030 | Scénario | Scénario des politiques déclarées de l’AIE (STEPS) | AIE, GHR 2026, p. 111, figure 3.20 note |
| Coût de l’hydrogène renouvelable | < 2 USD/kg dans une partie du nord de la Chine · 3–4 USD/kg au Moyen-Orient, en Inde et au Chili · ≈ 3,5 USD/kg sur certains sites européens | 2030 | Scénario | Scénario des politiques déclarées de l’AIE (STEPS) | AIE, GHR 2026, p. 112 |
| Demande d’hydrogène propre atteignable | 11 Mt/an, dont ≈ 6 garanties par des politiques adoptées | 2030 | Prévision | Évaluation de la demande du Hydrogen Council (juin 2026) | Hydrogen Council, Compass 2026 |
| Production d’hydrogène | 125 Mt (2030) · 523 Mt (2050), 94 % de la production mondiale | 2030 · 2050 | Scénario | Scénario 1,5 °C de l’IRENA — ce qu’exige l’objectif, pas une prévision | IRENA, Power to hydrogen: status |
| Capacité d’électrolyse et investissement | jusqu’à 350 GW (2030) · ≈ 5 000 GW (2050) · 170 Md USD par an | 2030 · 2050 | Scénario | Scénario 1,5 °C de l’IRENA | IRENA, Power to hydrogen: status |
| Commerce d’hydrogène à longue distance | près de 20 Mt (2030) · ≈ 100 Mt (2040) · ≈ 200 Mt (2050) ; 4 000 Md USD économisés face à un commerce limité | 2030 · 2040 · 2050 | Scénario | Hydrogen Council et McKinsey, Further Acceleration (1,9 °C) | Hydrogen Council et McKinsey, 2023, p. 4, 5, 12, 15, 16 |
| Part de l’hydrogène dans le mix énergétique | 0,5 % (2030) · 5 % (2050) | 2030 · 2050 | Prévision | Prévision centrale de DNV (2022) | DNV, 14 juin 2022 |
| Consommation d’électricité des centres de données | 565 TWh (2026, +26 %) · > 1 200 TWh (2030) | 2026 · 2030 | Prévision | Prévision Gartner (juin 2026) | Gartner, 10 juin 2026 |
| Croissance mondiale du PIB réel | 3,1 % (2026) · 3,4 % (2027) | 2026 · 2027 | Prévision | Scénario de référence du FMI, Perspectives de l’économie mondiale, octobre 2026 | FMI, PEM octobre 2026 |
| Déficit de minerai de fer de qualité DR | 15 Mt par an (2030) · 133 Mt par an (2040) | 2030 · 2040 | Prévision | Perspectives de BloombergNEF, citées par l’IEEFA (mars 2026) | IEEFA, 19 mars 2026 |
| Réseau européen d’hydrogène | 58 000 km, dont ≈ 60 % de gazoducs réaffectés | 2040 | Plan | Vision du European Hydrogen Backbone (gestionnaires de réseaux), pas une décision d’investissement | GIE, 20 nov. 2024 |
| Objectif de l’UE pour l’hydrogène renouvelable | 10 Mt produites dans l’UE + 10 Mt importées | 2030 | Objectif | Objectif politique REPowerEU (indicatif), pas une projection | Commission européenne, REPowerEU (2022) |
Ce que nous suivons
Neuf indicateurs, chacun avec l’institution qui le publie et sa fréquence de mise à jour. Un chiffre sans source ni date est une opinion.
| Indicateur | Définition | Publié par | Fréquence |
|---|---|---|---|
| Passage de l’annonce à la décision finale d’investissement | Capacité en décision finale d’investissement rapportée à la capacité annoncée, par année et par région. | Base de projets hydrogène de l’AIE ; S&P Global ; Wood Mackenzie Lens | annuelle, trimestrielle avec les données commerciales |
| Capacité d’électrolyse en service | MW en service, en construction, en décision finale d’investissement et simplement annoncés, tenus en quatre colonnes distinctes. | AIE, Global Hydrogen Review et base de projets | annuelle, avec mises à jour projet par projet |
| Coût actualisé de l’hydrogène | USD par kg, avec prix de l’électricité, facteur de charge, coût d’investissement, coût du capital et eau. | IRENA, BloombergNEF, AIE | par édition annuelle ou par scénario |
| Taux d’utilisation | MWh réellement produits rapportés aux heures théoriques à pleine charge, en séparant disponibilité technique et facteur de charge renouvelable. | bases de projets, avec les hypothèses de l’AIE, de l’IRENA et de BNEF | annuelle, mensuelle si les exploitants publient |
| Écart de coût propre–fossile | Coût actualisé de l’hydrogène bas-carbone moins celui de l’hydrogène fossile, carbone et transport compris. | AIE, IRENA, BloombergNEF, Hydrogen Council | annuelle ou trimestrielle |
| Contrats d’achat fermes | Mt par an couvertes par des accords contraignants, comparées aux Mt par an couvertes par de simples protocoles d’accord. | AIE, Global Hydrogen Review ; S&P Global ; Hydrogen Council | annuelle |
| Ambition face au soutien public | Demande visée moins le volume réellement imposé ou subventionné. | Hydrogen Council et McKinsey ; Commission européenne ; politiques nationales | annuelle |
| Dépendance aux importations et concentration des fournisseurs | Part des importations, concentration entre fournisseurs, dépendance à un seul corridor ou à un seul dérivé. | IRENA, AIE, European Hydrogen Backbone, données douanières | annuelle |
| Retards et annulations | Projets retardés, réduits ou annulés, en part du portefeuille. | AIE, IEEFA, S&P Global, Wood Mackenzie | trimestrielle à annuelle |
Comment nous publions un chiffre
- Indiquer l’année, le périmètre, l’unité, le statut du projet et la date de relevé.
- Ne pas appeler vert tout hydrogène bas-carbone. Distinguer renouvelable, fossile avec captage, coproduit et fossile sans captage.
- Ne pas additionner des Mt d’hydrogène et des Mt d’équivalent hydrogène, ni des GW d’électrolyse et des Mt par an de production.
- Pour la Tunisie et l’Afrique du Nord, tenir dans six champs distincts : potentiel de ressource, objectif politique, protocole d’accord, étude d’avant-projet, décision finale d’investissement et mise en service.
- Dater le scénario. Un prix de 2020 et une prévision de 2022 renseignent sur leurs auteurs, pas sur aujourd’hui.
- Quand un chiffre vient d’une base commerciale, le dire et garder une source publique en recoupement.