Elle était en activité depuis plus de 40 ans. En Finlande, la centrale électrique au charbon de Salmisaari vient d’être arrêtée. Elle était la dernière du genre dans le pays. Ou presque…

Depuis quelques années déjà, l’essor des énergies renouvelables — essentiellement de l’éolien — et des changements de politique au sein du gouvernement ont fait chuter la consommation de charbon en Finlande. Mais ce mardi 1ᵉʳ avril — et ce n’est pas un poisson de mauvais goût — est à marquer d’une pierre blanche. Comme le jour où la dernière centrale électrique et thermique au charbon de Finlande a arrêté ses activités. Avec une belle avance, donc, sur l’objectif fixé par le précédent gouvernement du pays en 2019 de sortir du charbon d’ici 2029. « À l’époque, l’objectif semblait ambitieux », commente la ministre finlandaise du Climat et de l’Environnement, Sari Multala.

Ce résultat encourageant a été obtenu grâce à un ensemble de politiques et de dispositifs de soutien. Grâce aussi au forcing de quelques associations environnementales. Depuis 2020, les capacités éoliennes ont plus que doublé et le pays a mis en service un nouveau réacteur nucléaire, l’EPR d’Olkiluoto. Ces deux énergies fournissent aujourd’hui autour de la moitié de l’électricité consommée en Finlande. La Confédération des industries finlandaises estime que l’éolien est désormais le « principal moteur de la croissance économique du pays ».

Des énergies renouvelables pour remplacer le charbon

Le producteur d’énergie finlandais Helen précise que la production annuelle de 175 mégawatts (MW) d’électricité et de 300 MW de chaleur de la centrale à charbon de Salmisaari — un quartier d’Helsinki — sera désormais remplacée par de l’électricité renouvelable ou nucléaire et par des pompes à chaleur exploitant de la chaleur résiduelle ou environnementale. Des granulés et des copeaux de bois continueront, un temps, à être brûlés. Mais l’objectif affiché par Helen est bien « d’éliminer toute combustion d’ici 2040 ».

Selon les chiffres communiqués par le producteur finlandais, la fermeture de la centrale de Salmisaari devrait faire baisser ses émissions de dioxyde de carbone (CO₂) de 50 % par rapport à celles de 2024. Et celles de la ville d’Helsinki de 30 %.

Un résidu de charbon reste à éliminer du mix finlandais

Malgré cela, dire que la Finlande est sortie du charbon n’est pas tout à fait juste. Car une centrale à charbon reste prête à redémarrer. Celle de Meri-Pori, dans le sud-ouest du pays. Et ce jusqu’à fin 2026. Si besoin était, en situation d’urgence, de garantir la sécurité d’approvisionnement du système électrique finlandais.

Deux autres petites centrales à charbon, celle de Vaskiluoto 2 — une île de l’ouest de la Finlande — et celle de Martinlaakso 2 — au nord d’Helsinki —, fonctionnent, elles aussi, encore au charbon pour une partie de leur production. Le reste étant assuré par de la biomasse. Au total, elles fournissent 0,67 térawattheure (TWh), soit 0,8 % de la consommation du pays.

Après le Royaume-Uni, sorti du charbon il y a quelques mois, la Finlande peut malgré tout s’ajouter à la liste des 14 pays de l’Organisation de coopération et de développement économique (OCDE) qui produisent maintenant leur électricité sans charbon. Sachez que 13 autres pays ont planifié l’abandon de cette énergie fossile d’ici 2030.

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Parmi les systèmes de stockage, celui par air comprimé est intrinsèquement intéressant. Jusqu’ici, il coûtait toutefois encore trop cher de le mettre en œuvre. Mais des chercheurs ont peut-être trouvé une solution.

Tout le monde le sait désormais. Si nous voulons réussir à faire la part belle aux énergies renouvelables intermittentes, il nous faudra nous équiper de systèmes de stockage de l’électricité. Des batteries, bien sûr. Mais aussi d’autres technologies. Comme celle que les experts connaissent sous le nom de CAES. CAES, c’est l’acronyme de compressed-air energy storage. Comprenez, stockage d’énergie par air comprimé. L’idée est intéressante : utiliser de l’électricité verte quand elle est disponible en quantité pour comprimer de l’air et le stocker sous terre. Lorsque l’électricité renouvelable se fait rare, la décompression de cet air permet de compléter la production pour répondre à la demande. Toutefois, tout cela coûte aujourd’hui encore un peu cher pour séduire les industriels.

Un stockage d’énergie par air comprimé assisté par géothermie

Mais des chercheurs de l’université Penn State (États-Unis) viennent de faire une découverte qui pourrait tout changer en la matière. Ils rapportent en effet qu’exploiter les infrastructures existantes d’anciens puits de pétrole et de gaz pour stocker l’air comprimé pourrait aider à réduire les coûts initiaux tout en améliorant l’efficacité des CAES de 9,5 %. De quoi enfin dépasser le seuil de rentabilité de ce type de projet.

Ce que les modélisations et les simulations numériques ont montré, c’est que l’installation de CAES dans des puits de pétrole ou de gaz abandonnés augmente considérablement la température de l’air dans ces systèmes. Or, la pression des gaz augmente naturellement avec la température. Ainsi les quelque 3,9 millions de ces puits recensés, rien qu’aux États-Unis, pourraient-ils stocker davantage d’énergie. Grâce à une sorte de nouveau système de stockage par air comprimé assisté par géothermie.

Des effets collatéraux intéressants

Les chercheurs n’hésitent pas à qualifier leur nouvelle idée d’« excellente solution ». D’autant qu’ils expliquent que la réutilisation de ces anciens puits de pétrole et de gaz à des fins de stockage pourrait aussi aider à atténuer leur impact environnemental. Parce que les puits abandonnés, s’ils sont mal scellés, peuvent laisser échapper du méthane dans l’air. Or le méthane est lui aussi un puissant gaz à effet de serre. Utiliser des puits de pétrole et de gaz pour le stockage de l’énergie par air comprimé, en revanche, contraint à fermer hermétiquement ces puits.

Dernier atout de la méthode, et pas forcément des moindres, le potentiel économique pour les populations qui vivent dans ces régions. Elles pourraient y retrouver des opportunités d’emploi inespérées.

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Les Américains ont longtemps produit les matériaux nécessaires à développer leur arsenal nucléaire sur le site de Hanford. Alors qu’ils continuent à travailler à sa décontamination, un projet de construction de la plus grande ferme solaire du pays vient d’y être lancé.

Le complexe nucléaire de Hanford. Près de 1 500 km² dans l’État de Washington. Il est réputé être le site qui présente la contamination radioactive la plus importante des États-Unis. C’est là qu’a été produit le plutonium qui a servi à fabriquer la bombe qui a tué plus de 50 000 personnes à Nagasaki, en août 1945. Au reste de l’arsenal nucléaire du pays, aussi. Au total, près de 70 tonnes de plutonium sont sorties de là jusque dans les années 1980. Sans qu’il soit toujours pris soin de la manière de le faire. Et de gérer les déchets générés. D’abord, peut-être par ignorance. Puis, sans doute plus par négligence.

Un site contaminé par les déchets nucléaires

Longtemps, le sceau du secret militaire a empêché une décontamination correcte de la zone. Les premiers déchets nucléaires produits sur le complexe de Hanford ont en effet été enterrés dans le désert sans qu’il soit noté où. En 1990, une inspection a révélé plus de 200 km² d’eaux souterraines contaminées. Le résultat, notamment, de fuites radioactives observées sur beaucoup de 177 réservoirs de stockage présents sur le site. Des réservoirs qui contenaient initialement des centaines de millions de litres de boues radioactives !

Des opérations de décontamination ont fini par être mises en œuvre. Mais, même si le niveau a baissé, les autorités estiment toujours que 150 km² d’eaux souterraines restent contaminés. Un accord vient d’être signé pour accélérer les travaux sur les 15 années à venir. Il est toutefois d’ores et déjà en péril. En cause, des licenciements ordonnés par Donald Trump dans le cadre de sa politique de réduction des effectifs fédéraux. Quoi qu’il en soit, l’administration estime que la décontamination du site coûtera entre 300 et 650 milliards de dollars et ne sera pas achevée avant 2070.

Après les déchets nucléaires, une immense centrale solaire

Et c’est dans ce contexte et sur la partie du site désormais considérée comme « suffisamment sûre » que la société Hecate Energy vient de prendre l’initiative de construire ce qui devrait devenir ni plus ni moins que la plus grande ferme solaire des États-Unis. Le projet : installer, sur environ 40 km² — le tout à seulement 32 km de celui qui a été le premier réacteur nucléaire à grande échelle du monde —, quelque 3,45 millions de panneaux photovoltaïques pour une puissance totale de 2 gigawatts (GW) — c’est bien plus que la plus grande ferme solaire actuelle de 802 mégawatts (MW) située dans le Nevada — ainsi que 2 GW de batteries. De quoi alimenter, dès 2030, tous les foyers de Seattle, San Francisco et Denver.

Le projet était soutenu par l’administration Biden. Mais il pourrait bien être interrompu par la politique peu favorable aux énergies renouvelables de Donald Trump. Hecate Energy, de son côté, se veut rassurant, qualifiant l’initiative de solide et rappelant que, quelle que soit l’orientation politique du pays, la région a besoin de plus d’électricité. Au total, le projet doit coûter 4 milliards de dollars.

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Fabriquer une éolienne n’est pas neutre en carbone. Alors les ingénieurs cherchent des solutions pour faire baisser cette empreinte. Une idée : concevoir des tours d’éoliennes en bois. Une start-up suédoise avance à grands pas sur cette voie.

Il y a un an de cela, la start-up suédoise Modvion livrait à Varberg Energi, un fournisseur d’électricité suédois lui aussi, sa toute première tour d’éolienne. Elle était destinée à soutenir une turbine Vestas V 90- 2,0 MW, somme toute assez modeste, de 2 mégawatts (MW) de puissance. De loin, pas la plus puissante. Mais si on en parle, c’est parce que la tour en question était faite… de bois. Et que Varberg Energi rapporte aujourd’hui n’avoir « rencontré aucun problème opérationnel pendant la première année d’exploitation » de cette éolienne d’un genre nouveau.

Forte de ce succès, Modvion présente aujourd’hui une nouvelle tour d’éolienne en bois. Elle est cette fois conçue pour des éoliennes toujours terrestres, mais un peu plus grandes. D’une puissance comprise entre 4,2 et 6,4 MW. Et, après des tests rigoureux menés par un organisme de certification indépendant réputé, TÜV SÜD, elle vient de recevoir son homologation. De quoi, pour l’entreprise suédoise, commencer à envisager une production en série pour le marché européen.

Une tour d’éolienne en bois modulaire

Mais de quoi s’agit-il exactement ? Modvion a breveté une solution qui permet de « réduire considérablement les émissions de CO₂ du secteur éolien en remplaçant l’acier et le béton pas du bois, tout en permettant des installations hautement performantes et en éliminant les goulots d’étranglement des transports ». La tour d’éolienne présentée est en effet modulaire. Les modules en bois de placage stratifié (LVL) sont produits en usine. De tailles raisonnables, ils peuvent facilement s’empiler sur des camions pour être acheminés vers les parcs éoliens. Sur place, une grue est mobilisée pour assembler les modules. Le bois présentant une résistance spécifique plus élevée que l’acier, la construction est plus légère et ne nécessite aucun renforcement supplémentaire. Disparus aussi, les milliers de boulons qui doivent subir des inspections régulières sur les tours en acier. Ici, les modules sont assemblés à la colle.

Le modèle qui vient d’être homologué a été conçu pour supporter une turbine terrestre d’une puissance de l’ordre de 6 MW. Plus exactement, la turbine V162- 6,4 MW développée par le fabricant danois Vestas qui soutient depuis le début les efforts de Modvion. Cette tour en bois, une fois assemblée d’ici 2027, mesurera entre 160 et 180 mètres de hauteur. Et la garantie sur sa durabilité sera de l’ordre de 35 ans. Mais déjà, Modvion travaille à l’adaptation de sa solution pour la production en série de tours supportant des hauteurs de moyeux allant jusqu’à 219 mètres.

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Pour décarboner nos économies, nous allons avoir besoin d’électricité. De beaucoup d’électricité bas-carbone. Et, entre autres, d’une électricité nucléaire. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) confirme aujourd’hui que le secteur connait un renouveau.

Depuis plus de 50 ans, le nucléaire fournit de l’électricité et de la chaleur aux consommateurs de plusieurs pays. Et dans un monde où la demande en sources d’énergie bas-carbone est appelée à exploser, l’Agence internationale de l’énergie a décidé de se poser la question de la place de l’énergie nucléaire. Aujourd’hui, elle compte pour un peu moins de 10 % de la production d’énergie dans le monde. Mais elle reste la deuxième source d’électricité bas-carbone après l’hydroélectricité.

Vers un record de production d’électricité nucléaire

Dans un rapport intitulé « The Path to a New Era for Nuclear Energy », les experts de l’AIE notent d’abord que, même si quelques pays dans le monde ont fait le choix d’abandonner le nucléaire, la production mondiale augmente. Le résultat d’une relance au Japon, de la fin des travaux de maintenance en France, mais aussi de la mise en service de nouveaux réacteurs — portant leur nombre à presque 420 — en Chine, en Inde, en Corée et en Espagne. Pas moins de 63 réacteurs nucléaires sont actuellement en construction pour une puissance totale de 70 gigawatts (GW). La durée de vie de plus de 60 réacteurs a été prolongée. Et certains affichent désormais l’ambition de multiplier par trois la capacité mondiale d’ici 2050. En 2025, déjà, la production d’énergie nucléaire devrait atteindre un record historique.

Selon les experts de l’AIE, tout est réuni pour que l’énergie nucléaire entre dans une nouvelle ère de croissance. L’intérêt est au plus haut depuis les crises pétrolières des années 1970. Plus de 40 pays ont fait le choix de soutenir l’utilisation de cette énergie « qui apporte des avantages avérés en matière de sécurité énergétique ainsi que des réductions d’émissions, en complément des énergies renouvelables ». Et au cœur du changement, les experts voient les petits réacteurs modulaires, les fameux SMR — pour Small Modular Reactor.

Les SMR au cœur du renouveau du nucléaire

Rien que si les politiques actuelles sont suivies, la puissance totale des SMR installés d’ici 2050 sera de 40 GW. Mais « le potentiel est bien plus grand ». Notamment parce que les centres de données pourraient bénéficier de leur électricité bas-carbone. Amazon, Google ou encore Meta ont déjà fait part de leur intérêt pour la technologie. Ainsi, il ne manquerait plus que des politiques de soutien claires et une réglementation simplifiée pour que la capacité totale des petits réacteurs modulaires attendue pour le milieu de ce siècle soit triplée. Dépassant les 120 GW répartis en un millier de SMR.

Si les coûts de construction de ces petits réacteurs modulaires pouvaient être ramenés à des niveaux comparables à ceux des réacteurs à grande échelle — soit environ 4 500 dollars par kilowatt d’ici 2040 en Europe —, l’AIE estime que leur nombre augmenterait encore de 60 % supplémentaires. L’Agence tablerait alors sur une puissance de 190 GW en 2050. Elle souligne que cette trajectoire est plus ambitieuse que les principales de celles que ses experts ont retenues. Mais moins ambitieuse que celle présentée par les développeurs de projets SMR. L’attrait pour ces petits réacteurs modulaires aurait par ailleurs pour effet de redistribuer vers l’Europe et les États-Unis notamment, un marché du réacteur nucléaire qui est aujourd’hui dominé par des technologies chinoises et russes.

Le nucléaire, difficile à égaler

Pour dépasser la difficulté que pourrait poser l’insuffisance du financement public, l’AIE conseille au secteur de se standardiser afin de réduire les risques, le temps et le coût associés à la construction de chaque réacteur. De ce point de vue encore, les SMR ont leur épingle à tirer du jeu. Leurs coûts d’investissement devraient en effet pouvoir être ramenés — une fois de premiers projets établis et la technologie éprouvée — à des niveaux similaires à ceux des grands projets d’énergie renouvelable tels que l’éolien offshore et la grande hydroélectricité.

En conclusion, les experts de l’AIE soulignent que « l’énergie nucléaire n’est qu’une des nombreuses technologies nécessaires à l’échelle mondiale pour un avenir énergétique plus sûr et plus durable. Mais qu’il peut fournir des services à une échelle qui est difficile à reproduire avec d’autres technologies à faibles émissions. » Pour en profiter, les gouvernements devront adopter une approche globale, englobant des chaînes d’approvisionnement robustes et diversifiées, une main-d’œuvre qualifiée, un soutien à l’innovation, des mécanismes de réduction des risques pour les investissements ainsi qu’un soutien financier direct, et une réglementation efficace et transparente en matière de sûreté nucléaire, ainsi que des dispositions pour le démantèlement et la gestion des déchets. Il n’y a plus qu’à…

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Le top départ de la course à l’énergie propre a été donné il y a plusieurs années déjà maintenant. Mais des chercheurs pourraient bien avoir fait une découverte aujourd’hui qui nous donnerait une longueur d’avance. Des réserves d’hydrogène naturel semblent se cacher sous nos montagnes.

L’hydrogène. Il est considéré comme l’un des piliers de notre transition énergétique. Notamment parce qu’il pourrait contribuer à décarboner notre industrie et notre mobilité. À la condition, toutefois, que l’on s’appuie sur un hydrogène bas-carbone. Un hydrogène, donc, produit par électrolyse de l’eau dans des électrolyseurs alimentés par des énergies renouvelables ou de l’électricité nucléaire. Ou, espèrent les scientifiques depuis assez récemment, un hydrogène trouvé à l’état naturel sur notre Terre.

Comme notre Terre produit de l’hydrogène

Depuis assez récemment, parce que jusqu’ici, les chercheurs ne pensaient pas qu’il existait suffisamment d’hydrogène naturel — celui qui a reçu le qualificatif d’hydrogène blanc — pour les applications que nous lui envisageons. Mais ils ont découvert qu’un certain nombre de processus géologiques peuvent en générer. Et aujourd’hui, une équipe du Helmholtz Centre for Geosciences (GFZ, Allemagne) publie des précisions importantes à ce sujet.

Pour comprendre, notons que les scientifiques estiment que le mécanisme le plus prometteur pour la production d’hydrogène naturel à grande échelle est un processus géologique qui implique les roches du manteau terrestre. En réagissant avec l’eau, ces roches peuvent former du H2 blanc par serpentinisation. Mais pour que ces roches soient mises en contact avec de l’eau, il faut qu’elles soient ramenées près de la surface. Et cela se produit lorsque les bassins océaniques s’ouvrent et donnent naissance à un rift. Mais aussi lorsque des montagnes se forment. Les plaques tectoniques continentales se rapprochent alors et entrent en collision, poussant les roches du manteau vers la surface.

De l’hydrogène blanc plein les montagnes

Dans la revue Science Advances, les chercheurs du GFZ racontent comment leurs modélisations de pointe leur ont permis de déterminer que la production d’hydrogène peut être jusqu’à 20 fois supérieure dans les zones de formation de montagnes que dans les environnements de rifts. Et ce n’est pas tout. Ils expliquent aussi que les roches-réservoirs — les grès, par exemple —, qui permettent d’accumuler un hydrogène qui pourra être économiquement exploité, sont présentes dans les chaînes de montagne. Alors qu’elles semblent absentes des rifts.

La découverte appuie donc les efforts d’exploration déjà en cours dans les Pyrénées et dans les Alpes où des indices d’une production naturelle d’hydrogène ont été identifiés. « Nous sommes peut-être à un tournant de l’exploration de l’hydrogène naturel. Nous pourrions ainsi assister à la naissance d’une nouvelle industrie », avance Frank Zwaan, auteur principal de ces travaux.

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Les experts de BloombergNEF estiment qu’une nouvelle fois en 2025, les prix de production d’électricité à partir de sources renouvelables vont baisser. Ils livrent leurs chiffres et avancent quelques explications.

En 2010, selon les chiffres de l’International Renewable Energy Agency (Irena), l’électricité solaire coûtait 414 % plus cher à produire qu’une électricité issue d’une centrale alimentée aux combustibles fossiles. En 2023, la tendance s’était inversée. Le coût moyen pondéré, à l’échelle mondiale, de l’électricité (LCOE) produite par les nouveaux projets photovoltaïques était inférieur de 56 % à la moyenne des alternatives fossiles. Le LCOE de l’éolien terrestre avait baissé de 3 % et ceux de l’éolien en mer et de l’hydroélectricité de 7 %.

Finalement, plus de 80 % des énergies renouvelables nouvellement installées cette année-là l’ont été avec des coûts inférieurs à ceux des combustibles fossiles. En 2024, les nouveaux projets se sont multipliés. Les coûts ont encore baissé. Et voici qu’un rapport de la Bloomberg New Energy Foundation — le Levelized Cost of Electricity de la BNEF, publié pour sa seizième année, couvre 29 technologies dans plus de 50 pays — annonce qu’ils vont continuer à diminuer durant l’année à venir : de 2 à 11 %.

La Chine au cœur des baisses de prix des renouvelables

Les experts du cabinet d’étude dédié à la transition énergétique notent que « les nouveaux parcs éoliens et solaires sont déjà moins chers que les nouvelles centrales au charbon et au gaz en termes de coût de production sur presque tous les marchés du monde ». Et malgré les droits de douane récemment imposés par certains pays pour ralentir le déferlement des technologies chinoises, Bloomberg s’attend toujours à une baisse des coûts de l’électricité produite par les renouvelables de 22 à 49 % supplémentaires d’ici 2035.

Comme principal facteur de la baisse des coûts observés en 2024, les immenses capacités de production à bas prix de la Chine. En moyenne, le pays produit un mégawattheure d’électricité 11 à 64 % moins cher que n’importe qui d’autre. L’éolien est un exemple marquant. Son prix augmente dans le monde depuis 2020. Mais il baisse en Chine. L’électricité produite par des éoliennes terrestres, par exemple, y coûte environ 24 % de moins que la référence mondiale de 38 dollars par mégawattheure. « La tendance générale à la réduction des coûts est désormais tellement forte que personne, pas même le président Trump, ne pourra l’arrêter », commente Matthias Kimmel, responsable du département « économie de l’énergie » chez BNEF.

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Tout le monde ne le sait pas. Pourtant, la technologie est de plus en plus répandue. Celle qui permet aux batteries de nos voitures électriques d’alimenter nos maisons. Des Irlandais en ont profité lors du passage de la tempête Éowyn.

Il y a quelques jours, la tempête Éowyn s’est abattue sur les Îles Britanniques. Des vents dépassant les 180 km/h ont été enregistrés du côté de l’Irlande. Résultat, des centaines de milliers de foyers ont été privés d’électricité. Quelques-uns, toutefois, se sont montrés plus prévoyants que d’autres. Ils ont ainsi pu profiter de quelque chose qui reste encore méconnu du grand public, mais dont les spécialistes du secteur nous parlent depuis longtemps, le vehicle-to-everything (V2X) que l’on pourrait littérairement traduire par « de la voiture électrique à tout ».

De la batterie de votre voiture électrique aux appareils de votre maison

De quoi s’agit-il ? Vous connaissez peut-être déjà le terme vehicle-to-grid, comprenez « de la voiture au réseau ». L’idée, pour rappel : utiliser les batteries d’une voiture électrique comme réserve pour alimenter le réseau en cas de besoin. Eh bien le V2L (vehicle-to-load), aussi appelée « recharge bidirectionnelle », c’est un peu la même chose. À ceci près que la batterie de la voiture électrique va servir à alimenter directement des appareils électriques.

Il se trouve que beaucoup de constructeurs de voitures électriques proposent désormais des véhicules qui disposent de la technologie nécessaire. Sans doute la moitié des modèles actuellement sur le marché en sont équipés. Et il ne s’agit pas seulement des plus chers. Les constructeurs fournissent même généralement les câbles indispensables au V2L en standard. Ou au moins, en tant qu’accessoire. L’opération n’a pas de conséquence sur la durée de vie de la batterie et même une petite Nissan Leaf, avec sa batterie de 45 kilowattheures (kWh), peut ainsi alimenter les appareils essentiels d’une maison pendant deux ou trois jours.

Le V2L très utilisé lors de tempêtes

Alors le réflexe de certains Irlandais, à l’annonce de l’alerte météo, a été de charger la batterie de leur voiture électrique au maximum. Pour s’assurer une alimentation de leur foyer même en cas de coupures sur le réseau.

L’astuce a déjà fait ses preuves ailleurs dans le monde également. Au Texas (États-Unis), en juillet dernier, à l’occasion du passage de l’ouragan Beryl qui avait laissé 2 millions de personnes sans électricité pendant plusieurs jours. En Caroline du Nord, une région durement frappée par l’ouragan Hélène en septembre 2024. Et même jusqu’en Tasmanie, également à l’automne dernier. À tel point que certains constructeurs, comme General Motors, font désormais de la possibilité de compter sur la batterie de sa voiture électrique pour alimenter sa maison en cas de coupure de courant un nouvel argument de vente.

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Beaucoup de promesses ont été faites en matière d’hydrogène vert. Mais des chercheurs révèlent aujourd’hui que trop peu ont été tenues.

Ces dernières années, l’hydrogène vert a fait couler beaucoup d’encre. Parce que certains ont vu en lui une manière de répondre à une partie au moins de nos besoins en énergie, aujourd’hui encore fortement dépendants des ressources fossiles. Alors, les stratégies et les projets se sont multipliés. La France, par exemple, a prévu 7 milliards d’investissements en 10 ans.

Des ambitions suffisantes, mais trop peu de résultats

Ainsi, en ce début d’année 2025, des chercheurs de l’Institut de recherche sur l’impact climatique de Potsdam (PIK, Allemagne) signalent que les ambitions annoncées suffisent à nous inscrire dans la plupart des scénarios de maintien du réchauffement climatique anthropique sous la barre des 1,5 °C. Mais ils rapportent aussi malheureusement que moins de 10 % de la production d’hydrogène vert annoncée dans plus de 60 pays a été réalisée.

« Au cours des trois dernières années, les annonces de projets d’hydrogène vert ont presque triplé », précise Adrian Odenweller, chercheur au PIK, dans un communiqué. « Cependant, seulement 7 % de la capacité de production initialement annoncée pour 2023 a été réalisée à temps au cours de cette période. » En cause, l’augmentation des coûts, un manque de volonté de payer du côté de la demande et des incertitudes concernant les subventions et la réglementation futures.

Sortir l’hydrogène vert de l’impasse

« L’hydrogène vert aura encore du mal à répondre aux attentes élevées à l’avenir en raison d’un manque de compétitivité », commente Falko Ueckerdt, un autre chercheur du PIK. En l’état actuel, l’analyse montre que « d’énormes subventions supplémentaires, d’environ mille milliards de dollars, seraient nécessaires pour réaliser tous les projets d’hydrogène annoncés d’ici 2030 ». On imagine facilement que c’est bien plus que ce qui est annoncé dans le monde. Et sur le long terme, ce n’est certainement pas soutenable.

Alors les chercheurs recommandent, entre autres, de pousser la demande. Grâce à des instruments de type quotas contraignants qui orienteraient l’hydrogène vert spécifiquement vers les secteurs difficiles à électrifier, comme l’aviation, les transports lourds, l’acier ou la chimie. De tels quotas existent déjà. En Europe, 1,2 % de tous les carburants d’aviation devront être mélangés à des carburants synthétiques à base d’hydrogène à partir de 2030. Ce quota devrait passer à 35 % d’ici 2050. Autre levier évoqué : la tarification du carbone qui encouragerait les industries fortement dépendantes à tourner le dos aux énergies fossiles. Mais ces instruments doivent aussi rester réalistes et ne pas attendre trop de l’hydrogène.

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