Le réseau dorsal allemand de l’hydrogène a franchi une étape technique importante le 4 août 2026, lorsque RWE et ses partenaires ont annoncé que l’hydrogène renouvelable produit pendant la mise en service à Lingen était arrivé au parc chimique de Marl, situé à environ 120 kilomètres. Le projet a mis en service des électrolyseurs, des gazoducs de gaz naturel réaffectés et des installations industrielles de réception.
La réussite du consortium GET H2 montre que les équipements peuvent fonctionner ensemble, mais elle ne démontre pas à elle seule que l’hydrogène peut être fourni à un prix commercialement compétitif. L’annonce n’a pas précisé quelle quantité d’hydrogène avait été reçue à Marl, combien un client industriel avait payé ni quelle production existante elle avait remplacée.
Les communiqués différaient également dans leur description de l’utilisation de l’hydrogène. L’un indiquait qu’il était disponible pour un usage industriel, tandis que la version allemande affirmait qu’il avait été utilisé. Aucun des deux ne fournissait suffisamment d’informations pour calculer la réduction d’émissions qui en avait résulté. Comme le réseau contenait également de l’hydrogène provenant d’activités de mise en service antérieures, mesurer les changements dans les installations de réception peut être plus pertinent que d’essayer de suivre des molécules individuelles.
Marl possède déjà plusieurs décennies d’expérience dans l’utilisation de l’hydrogène au sein d’une production chimique intégrée. Une source d’approvisionnement supplémentaire pourrait contribuer à remplacer l’hydrogène d’origine fossile par une production renouvelable, mais l’existence d’une demande ne rend pas automatiquement viable sur le plan commercial une matière première nettement plus coûteuse.
Cette distinction est importante, car le réseau central d’hydrogène approuvé par l’Allemagne s’étend sur 9 040 kilomètres et représente des coûts d’investissement prévus de 18,9 milliards d’euros. Une grande partie de ce réseau devrait utiliser des gazoducs de gaz naturel convertis. Ces chiffres décrivent des plans approuvés et des investissements anticipés, et non un réseau achevé ou un système dont tous les futurs clients se seraient engagés à utiliser l’hydrogène.
Certains engagements industriels fermes existent toutefois. RWE a accepté de fournir à TotalEnergies environ 30 000 tonnes d’hydrogène renouvelable par an pendant 15 ans à la raffinerie de Leuna, à partir de 2030. L’accord identifie un client, un volume et une durée contractuelle, même si son prix n’a pas été divulgué. Les réglementations européennes relatives aux carburants soutiennent également la demande d’hydrogène renouvelable dans le raffinage.
Ce type d’accord constitue un signal commercial plus solide que la seule mise en service d’un pipeline. La question plus large est de savoir combien de clients comparables sont disponibles, quels prix ils peuvent supporter et s’ils continueront à consommer de l’hydrogène suffisamment longtemps pour soutenir les investissements dans les infrastructures.
Les hypothèses européennes de planification sont également devenues moins optimistes. L’évaluation préliminaire d’ENTSOG publiée en octobre 2026 a ramené son hypothèse de demande d’hydrogène pour 2030 de 620 TWh dans son évaluation de 2024 à 335 TWh, soit une réduction de 46 %. Son hypothèse pour 2040 est passée de 1 929 TWh à 1 296 TWh, soit une baisse de 33 %. Il s’agit de scénarios de planification et non de mesures de la consommation actuelle, mais ils influencent l’économie des infrastructures lorsque les projets dépendent de la croissance de la demande.
Un modèle illustratif de l’hydrogène livré par le système de Lingen estime son coût à environ 9,06 € par kilogramme après prise en compte d’un soutien au capital supposé, contre une référence de 3 € par kilogramme pour l’hydrogène conventionnel. Il s’agit de chiffres de scénario, et non des coûts réels de RWE ou du prix non divulgué payé à Marl. Ils illustrent néanmoins le défi auquel sont confrontés les fabricants industriels en concurrence sur les marchés internationaux.
L’hydrogène reste une matière première industrielle importante, et les liaisons entre producteurs et clients disposant d’une demande durable pourraient s’avérer précieuses. L’étape franchie à Marl confirme que le système prévu par l’Allemagne peut commencer à fonctionner, mais sa viabilité à long terme dépendra de la démonstration que les clients et les produits qu’ils fabriquent peuvent soutenir les investissements nécessaires.
Sources: CleanTechnica.