Hydrogène : où est-il utile, et où non ?

En bref
L'hydrogène est un vecteur d'énergie, pas une source d'énergie. Il faut d'abord le produire, et cela consomme de l'énergie. Presque tout l'hydrogène d'aujourd'hui est fossile : il vient du gaz naturel et du charbon, ou comme sous-produit des raffineries et de la chimie. Il va surtout aux raffineries et à la chimie. L'hydrogène à faibles émissions (avec peu d'émissions de CO2) représentait en 2025 moins de 1 % du total. Les couleurs (gris, bleu, vert) ne sont pas des termes officiels. Seul le droit européen connaît des définitions fixes. L'hydrogène sert déjà pour les engrais et le raffinage. Il est aussi candidat pour une partie de la sidérurgie, les navires et les avions. Pour les voitures particulières et le chauffage des logements, la plupart des sources ci-dessous citent des alternatives plus efficaces.

Ce qu'on entend : qu'en est-il ?

Qu'est-ce que l'hydrogène ?

L'hydrogène (H2) est le gaz le plus léger. Sur Terre, on ne le trouve presque jamais à l'état pur. Pour l'utiliser, il faut le fabriquer à partir d'autre chose, comme le gaz naturel ou l'eau.

Cela fait de l'hydrogène un vecteur d'énergie, comme une batterie. Vous mettez de l'énergie dans la production et vous la récupérez plus tard dans le gaz. À chaque transformation, une partie se perd. C'est pourquoi il faut aussi regarder ce que cela coûte en énergie, par rapport à d'autres options.

Comment produit-on l'hydrogène ?

Il y a deux grandes voies :

• À partir de gaz naturel ou de charbon. La chaleur et la vapeur séparent le gaz en hydrogène et en CO2. Pour le gaz naturel, cette voie s'appelle « vaporeformage ». Sans captage du CO2, le gaz naturel émet 10 à 12 kg d'équivalent CO2 par kilo d'hydrogène, et le charbon 22 à 26 kg (Agence internationale de l'énergie, AIE, 2024).
• À partir d'eau avec de l'électricité. L'électrolyse sépare l'eau en hydrogène et en oxygène. Les émissions dépendent de l'électricité que vous utilisez.

En 2023, la production mondiale était d'environ 97 millions de tonnes (Mt). Environ deux tiers venaient du gaz naturel sans captage du CO2 et environ 20 % du charbon. Plus de 15 % sont un sous-produit des raffineries et de la pétrochimie. Ce sont des chiffres arrondis de l'AIE, ils ne totalisent pas exactement 100 %. Ensemble, cette production a émis environ 920 Mt de CO2 (AIE, Global Hydrogen Review 2024, chiffres de 2023).

En 2025, la demande est passée à plus de 100 Mt. L'hydrogène à faibles émissions a progressé de 20 % pour atteindre près de 1 Mt (AIE, Global Hydrogen Review 2026, juin 2026). En 2023, il venait surtout de combustibles fossiles avec captage du CO2 et à peine de l'électrolyse (AIE, 2024). Une répartition pour 2025 n'a pas été trouvée dans le texte de l'AIE. L'AIE s'attend à ce que l'hydrogène à faibles émissions dépasse en 2026, pour la première fois, 1 % de la production.

Dans l'UE, 96 % de l'hydrogène est fossile (Parlement européen, 2025).

Les couleurs de l'hydrogène

Dans les médias, l'hydrogène reçoit une couleur selon sa voie de production. Ces couleurs sont une règle empirique, pas un terme officiel. L'AIE a écrit en 2023 qu'il n'existe pas de définitions convenues et que les couleurs peuvent cacher de grandes différences d'émissions. Un électrolyseur branché sur le réseau, par exemple, n'a pas de couleur.

• Gris : à partir de gaz naturel, le CO2 part dans l'air.
• Noir ou brun : à partir de charbon ou de lignite.
• Bleu : à partir de gaz naturel, avec captage et stockage du CO2.
• Vert : à partir d'eau avec de l'électricité renouvelable.
• Turquoise : le gaz naturel est chauffé pour donner de l'hydrogène et du carbone solide (pyrolyse du méthane).
• Rose ou violet : électrolyse avec de l'énergie nucléaire.
• Jaune : le sens varie selon la source : électricité solaire ou un mélange.
• Blanc : hydrogène naturel du sous-sol. Selon l'AIE (juin 2026), il y a un seul puits en service, au Mali. La première production pourrait venir dans les années 2030. L'AIE juge improbable une production à grande échelle avant les années 2040.

Seul le droit européen connaît des termes fixes, et ce ne sont pas des couleurs. L'« hydrogène renouvelable » s'appelle RFNBO (« renewable fuels of non-biological origin ») et suit des règles sur l'électricité renouvelable nouvelle. L'« hydrogène bas carbone » donne au moins 70 % d'émissions en moins que le fossile. Dans cet article, « vert » est la couleur et « hydrogène renouvelable » est le terme européen. Les règles font débat : des organisations sectorielles demandent un assouplissement, une ONG comme Bellona s'y oppose. Les règles prévoient une évaluation en juillet 2028. En avril 2026, la Commission a annoncé une révision ciblée, plus tôt. Au 30 octobre 2026, aucune proposition ni aucun texte modifié n'a été trouvé.

Le graphique montre à gauche de quoi est fait l'hydrogène d'aujourd'hui et à droite ce que promet chaque couleur. La part issue de voies à faibles émissions est petite.

Arc-en-ciel ou réalité : comment l'hydrogène est vraiment produit

Les couleurs promettent un hydrogène propre, mais presque tout l'hydrogène vient encore de combustibles fossiles ou d'un sous-produit.

Filière de production

• Gaz naturel sans captage du CO₂: environ 65 %
• Charbon sans captage du CO₂: environ 20 %
• Sous-produit des raffineries et de la chimie, et autres: environ 15 %

En 2025, le monde a consommé plus de 100 Mt H₂. La production à faibles émissions était de près de 1 Mt H₂, moins de 1 % du total.

Ce que promettent les couleurs

Aucune de ces couleurs n'est un terme officiel. L'AIE indique qu'il n'existe pas de définitions convenues. Seule la législation européenne fixe des termes, et ils ne correspondent pas exactement à une couleur.

• Gris

  À partir de gaz naturel, le CO₂ part dans l'air.

  courant, pas défini par la loi

• Noir ou brun

  À partir de houille ou de lignite, le CO₂ part dans l'air.

  courant, pas défini par la loi

• Bleu

  À partir de gaz naturel, avec captage et stockage du CO₂. Les émissions dépendent de la part de CO₂ captée.

  proche d'un terme juridique européen

• Vert

  À partir d'eau et d'électricité renouvelable (électrolyse).

  proche d'un terme juridique européen

• Turquoise

  Le gaz naturel est chauffé pour donner de l'hydrogène et du carbone solide (pyrolyse du méthane).

  définition variable selon les sources

• Rose ou violet

  Électrolyse avec de l'électricité d'origine nucléaire.

  proche d'un terme juridique européen

• Jaune

  Le sens varie : électrolyse avec de l'électricité solaire, ou avec un mélange de sources.

  définition variable selon les sources

• Blanc ou naturel

  Hydrogène issu d'accumulations naturelles dans le sous-sol.

  courant, pas défini par la loi

Sources

• IEA, Global Hydrogen Review 2024 (full report) (s'ouvre dans un nouvel onglet) (2024 ) source primaire
• IEA, Global Hydrogen Review 2024: GHG emissions of hydrogen and its derivatives (s'ouvre dans un nouvel onglet) (2024 ) source primaire
• IEA, Global Hydrogen Review 2024: Hydrogen production (s'ouvre dans un nouvel onglet) (2024 ) source primaire
• IEA, Global Hydrogen Review 2026: Executive summary (s'ouvre dans un nouvel onglet) (2026 ) source primaire
• IEA, Why clearer terminology for hydrogen could unlock investment and scale up production (s'ouvre dans un nouvel onglet) (2023 ) source primaire
• European Parliamentary Research Service, Renewable and low-carbon hydrogen: state of play and outlook (s'ouvre dans un nouvel onglet) (2025 ) source primaire
• Eco-Business, Explainer: the many shades of hydrogen (s'ouvre dans un nouvel onglet) (2022 ) presse

Schéma original, établi à partir de le Global Hydrogen Review de l'AIE et une note du Parlement européen (EPRS).

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Filières de production : part et émissions

Filière	Part (%)	Émissions
Gaz naturel sans captage du CO₂	65	10 à 12 kg de CO₂e par kg de H₂
Charbon sans captage du CO₂	20	22 à 26 kg de CO₂e par kg de H₂
Sous-produit des raffineries et de la chimie, et autres	15	-

Où utilise-t-on l'hydrogène aujourd'hui ?

Presque tout l'hydrogène va à l'industrie existante, pas aux voitures ni aux logements. L'AIE compte le raffinage, l'ammoniac, le méthanol et l'acier par « réduction directe du fer » (DRI) comme clients fixes. L'ammoniac (de l'azote avec de l'hydrogène) et le méthanol (un alcool liquide) représentent ensemble environ la moitié de la consommation.

En Europe, en 2023, 57 % sont allés aux raffineries, 25 % à l'ammoniac et 11 % à la chimie (Parlement européen, 2025). L'ammoniac sert surtout pour les engrais. L'échelle de Liebreich (voir plus bas) place les engrais sur la rangée la plus haute : pour l'hydrogène comme matière première, il n'existe pas de vraie alternative.

Pour l'acier, la voie DRI utilise déjà de l'hydrogène fossile. Selon le Parlement européen, l'hydrogène à faibles émissions peut aussi remplacer le charbon dans les hauts fourneaux. Selon l'AIE, le prix de l'hydrogène devrait être négatif, sans aide, pour égaler la voie actuelle (estimations pour 2035). Des clients qui paient un supplément pour de l'« acier vert » peuvent combler cet écart. Selon l'AIE, cette disposition à payer est la plus grande pour l'acier et l'aviation.

Combien coûte l'hydrogène ?

Les chiffres varient d'une année à l'autre, car le prix du gaz joue beaucoup. Ce sont des indications européennes, pas des prix fixes.

• Hydrogène gris : environ 2 à 3,20 euros le kilo. Hydrogen Europe, une organisation sectorielle, a estimé le coût de production à 3,20 euros en 2023, coûts du capital compris, après 5,70 euros en 2022. Avant la hausse du prix du gaz, le coût hors coûts du capital était de 1,2 à 1,5 euro. Selon la presse spécialisée, l'agence européenne ACER a cité un peu plus de 2 euros pour janvier à octobre 2025.
• Hydrogène renouvelable : environ 7 à 10 euros le kilo. L'ACER cite 8 euros comme moyenne pour 2024, soit quatre fois le coût de l'hydrogène fossile. La presse spécialisée indique 7 à 10 euros pour 2025, selon le pays.
• Hydrogène bleu : entre les deux. Hydrogen Europe a estimé 3,80 euros en 2023. Selon la presse spécialisée, l'ACER a cité 2,80 euros pour 2025, sans transport ni stockage du CO2.

L'AIE calcule autrement : jusqu'à quel prix l'hydrogène reste-t-il rentable pour un client ? Dans son calcul pour 2035, cette limite se situe, sans aide, sous 2 dollars le kilo, pour la plupart des combinaisons de secteur et de région. L'AIE compte en dollars, les sources européennes ci-dessus en euros (7 à 10 euros pour l'hydrogène renouvelable d'aujourd'hui). Ces montants ne sont pas directement comparables. Quel que soit le taux de change de ces dernières années, 2 dollars restent nettement sous 7 euros. Selon l'AIE, l'hydrogène à faibles émissions reste, à court terme, plus cher que l'hydrogène fossile hors de Chine et a besoin d'aide.

L'hydrogène en Belgique (situation au 30 octobre 2026)

Stratégie fédérale. Le gouvernement fédéral a approuvé sa stratégie fin 2021 et l'a actualisée en octobre 2022. La Belgique veut devenir une plaque tournante pour l'importation et le transit de molécules renouvelables. La stratégie cite 20 TWh (1 TWh est un milliard de kWh) d'importations en 2030 et 200 à 350 TWh en 2050, transit vers les pays voisins compris. Elle estime la demande intérieure en 2050 à 125 à 200 TWh. L'industrie et le transport lourd passent en premier. La stratégie ne cite pas les bâtiments comme une priorité pour l'hydrogène.

Flandre. La Vision flamande de l'hydrogène date de novembre 2020. L'accord de gouvernement de septembre 2024 annonce une actualisation. Une mise à jour publiée n'est pas confirmée. Le 17 juillet 2026, le gouvernement flamand a approuvé en principe un avant-projet de décret modificatif. L'avant-projet a été soumis pour avis, entre autres, au Minaraad (conseil flamand de l'environnement), au SERV (conseil socio-économique flamand) et à la Vlaamse Nutsregulator (régulateur flamand de l'énergie). Il prévoit un cadre réglementaire pour les réseaux de distribution d'hydrogène et un démantèlement progressif du réseau de distribution de gaz naturel, avec des plans obligatoires de mise hors service. Ce n'est pas encore un décret.

Port d'Anvers-Bruges (Port of Antwerp-Bruges). Selon un communiqué d'octobre 2022, le port veut devenir le « hub d'hydrogène » de l'Europe de l'Ouest. Avec DEME, Engie, Exmar, Fluxys (gestionnaire du réseau de gaz) et WaterstofNet (centre de connaissances flamand), il forme une coalition d'importation. En 2022, il pensait pouvoir recevoir les premières molécules d'hydrogène vert à partir de 2026. Il n'est pas confirmé qu'elles soient arrivées en 2026.

Conduites. En Europe, il existe 16 conduites d'hydrogène spécifiques, ensemble 1 564 km, surtout pour la chimie (Parlement européen, début 2025). Pour le réseau industriel existant en Belgique, aucune longueur avec source n'a été trouvée. Fluxys construit un nouveau réseau d'hydrogène depuis début 2025. Le 28 septembre 2026, Fluxys a annoncé que le réseau de 14 km dans le port d'Anvers est techniquement prêt et disponible pour le marché. Les 34 km entre Zelzate et Kallo doivent être prêts au printemps 2027. En 2022, la stratégie fédérale visait 100 à 160 km d'ici 2026. Fluxys écrit que le cadre réglementaire pour l'hydrogène est encore en cours d'élaboration. Selon De Tijd et L'Echo, cités par New Mobility News (août 2026), il n'y a pas encore de contrats contraignants avec des clients. Il n'y a pas de confirmation officielle.

Production. Fluxys prépare pour fin 2026 le raccordement de HyOffwind à Zeebrugge au réseau de gaz naturel. Selon Fluxys, c'est la première installation à grande échelle de Belgique pour l'hydrogène renouvelable.

L'échelle : où l'hydrogène convient-il le mieux ?

L'analyste Michael Liebreich (Liebreich Associates, un cabinet de conseil) a créé la « Clean Hydrogen Ladder ». Elle classe les usages de A (en haut, pas de vraie alternative) à G (en bas, « Row of Doom »). La version 5.0 est parue le 20 octobre 2023. Au 30 octobre 2026, aucune version plus récente que la 5.0 n'a été trouvée. En mai 2026, Liebreich a lui-même écrit que la version 6.0 est « long overdue » (attendue depuis longtemps).

C'est le classement d'un seul analyste, sur la base de critères fixés à l'avance, pas une mesure. Il estime la probabilité que l'hydrogène ou un dérivé joue un rôle important vers 2035. Il pèse le coût, la sécurité, la commodité et les matières premières. L'échelle ne montre ni la taille du marché, ni la vitesse de croissance, ni le gain d'émissions par kilo.

Dans le graphique, la couleur de chaque usage indique l'alternative que voit Liebreich : électricité ou batteries, biomasse ou biogaz, ou aucune. Une quatrième catégorie, grise, « autre », couvre l'équilibrage de longue durée du réseau et la valorisation du biogaz.

L'échelle de l'hydrogène : où l'hydrogène a vraiment du sens

Un classement d'usages : à l'échelon A, il n'y a pas de vraie alternative, à l'échelon G, il y a de meilleures alternatives.

L'échelle est le classement d'un seul analyste, pas une mesure. La taille du marché, la vitesse d'adoption et la réduction des émissions par kg ne comptent pas. L'échelle estime la probabilité qu'un usage consomme beaucoup d'hydrogène vers 2035.

Quelle est l'alternative ?

• Pas de vraie alternative
• Électricité ou batteries
• Biomasse ou biogaz
• Autre

1. A

   Échelon A

   Pas d'alternative (cela ne veut pas dire que l'usage progresse)

   • Engrais , Pas de vraie alternative
   • Hydrogénation , Pas de vraie alternative
   • Méthanol , Biomasse ou biogaz
   • Hydrocraquage , Pas de vraie alternative
   • Désulfuration , Pas de vraie alternative
2. B

   Échelon B

   Une part de marché notable est très probable

   • Transport maritime^* , Biomasse ou biogaz
   • Aviation à réaction^** , Biomasse ou biogaz
   • Matière première chimique , Biomasse ou biogaz
   • Acier , Électricité ou batteries
   • Équilibrage du réseau, longue durée , Autre
3. C

   Échelon C

   Une certaine part de marché est probable

   • Navires côtiers et fluviaux , Biomasse ou biogaz
   • Engins mobiles non routiers , Biomasse ou biogaz
   • Voitures de collection et muscle cars^** , Biomasse ou biogaz
   • Épuration du biogaz , Autre
4. D

   Échelon D

   Une petite part de marché est plausible

   • Camions et autocars, longue distance , Électricité ou batteries
   • Chaleur industrielle haute température , Électricité ou batteries
   • Groupes électrogènes , Biomasse ou biogaz
5. E

   Échelon E

   Un marché de niche est possible

   • Camions régionaux , Électricité ou batteries
   • Chauffage des bâtiments commerciaux^*** , Électricité ou batteries
   • Réseaux insulaires , Électricité ou batteries
   • Équilibrage du réseau, courte durée , Électricité ou batteries
6. F

   Échelon F

   Un marché de niche dans certaines régions est possible

   • Aviation légère , Électricité ou batteries
   • Trains des lignes isolées et rurales , Électricité ou batteries
   • Ferries locaux , Électricité ou batteries
   • Camions légers , Électricité ou batteries
   • Importations d'électricité en masse , Électricité ou batteries
   • Alimentation de secours (UPS) , Électricité ou batteries
7. G

   Échelon G

   L'échelon de la perdition

   • Métros, trains et bus urbains , Électricité ou batteries
   • Livraison urbaine et taxis , Électricité ou batteries
   • Deux- et trois-roues , Électricité ou batteries
   • Voitures , Électricité ou batteries
   • E-carburants en masse , Électricité ou batteries
   • Chaleur industrielle moyenne et basse température , Électricité ou batteries
   • Chauffage des logements , Électricité ou batteries
   • Production d'électricité avec de l'hydrogène non stocké , Électricité ou batteries

• * sous forme d'ammoniac ou de méthanol
• ** sous forme d'e-carburant ou de PBTL
• *** sous forme de système hybride

Source

• Michael Liebreich, Hydrogen Ladder Version 5.0 (s'ouvre dans un nouvel onglet) (Michael Liebreich/Liebreich Associates (concept: Adrian Hiel, Energy Cities), version 5.0, 2023 , CC BY 4.0 (s'ouvre dans un nouvel onglet) ) entreprise

Adapté et traduit.

Schéma original, établi à partir de la Clean Hydrogen Ladder de Liebreich Associates.

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Usages par échelon et leur alternative

Échelon	Usage	Alternative
A	Engrais	Pas de vraie alternative
A	Hydrogénation	Pas de vraie alternative
A	Méthanol	Biomasse ou biogaz
A	Hydrocraquage	Pas de vraie alternative
A	Désulfuration	Pas de vraie alternative
B	Transport maritime *	Biomasse ou biogaz
B	Aviation à réaction **	Biomasse ou biogaz
B	Matière première chimique	Biomasse ou biogaz
B	Acier	Électricité ou batteries
B	Équilibrage du réseau, longue durée	Autre
C	Navires côtiers et fluviaux	Biomasse ou biogaz
C	Engins mobiles non routiers	Biomasse ou biogaz
C	Voitures de collection et muscle cars **	Biomasse ou biogaz
C	Épuration du biogaz	Autre
D	Camions et autocars, longue distance	Électricité ou batteries
D	Chaleur industrielle haute température	Électricité ou batteries
D	Groupes électrogènes	Biomasse ou biogaz
E	Camions régionaux	Électricité ou batteries
E	Chauffage des bâtiments commerciaux ***	Électricité ou batteries
E	Réseaux insulaires	Électricité ou batteries
E	Équilibrage du réseau, courte durée	Électricité ou batteries
F	Aviation légère	Électricité ou batteries
F	Trains des lignes isolées et rurales	Électricité ou batteries
F	Ferries locaux	Électricité ou batteries
F	Camions légers	Électricité ou batteries
F	Importations d'électricité en masse	Électricité ou batteries
F	Alimentation de secours (UPS)	Électricité ou batteries
G	Métros, trains et bus urbains	Électricité ou batteries
G	Livraison urbaine et taxis	Électricité ou batteries
G	Deux- et trois-roues	Électricité ou batteries
G	Voitures	Électricité ou batteries
G	E-carburants en masse	Électricité ou batteries
G	Chaleur industrielle moyenne et basse température	Électricité ou batteries
G	Chauffage des logements	Électricité ou batteries
G	Production d'électricité avec de l'hydrogène non stocké	Électricité ou batteries

Source: Michael Liebreich/Liebreich Associates, Clean Hydrogen Ladder, Version 5.0, 2023. Concept credit: Adrian Hiel, Energy Cities. CC-BY 4.0. Adapté et traduit.

Ce que répondent les partisans. Le 1er février 2023, Liebreich a débattu dans son podcast avec Jorgo Chatzimarkakis, le directeur général de Hydrogen Europe. La description de cet épisode sur le Substack de Liebreich lui-même oppose ainsi les deux points de vue : l'invité voit l'hydrogène comme « the miracle molecule of the transition », l'échelle a « a far narrower view ». C'est la description du côté de Liebreich, pas une citation de l'invité. Hydrogen Europe, l'organisation du secteur, attend dans une prise de position de juillet 2025 (qui ne répond pas à l'échelle) que l'hydrogène joue un rôle essentiel dans la décarbonation de l'industrie à forte consommation d'énergie, ainsi que dans le transport et le stockage de longue durée, et cite les engrais, les raffineries, l'acier et la chimie comme des secteurs qui auront besoin de grands volumes d'hydrogène à faibles émissions. Respect My Planet, un site américain à but non lucratif qui défend les piles à combustible, estime que les batteries et les piles à combustible se complètent. Le site l'a écrit à propos de la version 4.1 de l'échelle. Il signale aussi un possible conflit d'intérêts de Liebreich.

Des plans nationaux s'écartent aussi de l'échelle. La stratégie fédérale belge place en premier l'industrie et le transport lourd, et cite le secteur de l'électricité comme étape suivante, pour la flexibilité. Selon l'AIE, l'usage de l'hydrogène pour produire de l'électricité se fait surtout au Japon et en Corée du Sud. Le nombre de véhicules à pile à combustible a progressé de 20 % en 2025, jusqu'à près de 130 000, grâce aux camions en Chine et aux ventes de voitures en Corée du Sud.

Voitures

L'article « Électrique, essence, diesel ou hydrogène : qui pollue vraiment le plus ? » développe ce point. Sur tout son cycle de vie, une voiture électrique de classe moyenne émet dans l'UE 63 à 70 grammes d'équivalent CO2 par km, selon le scénario d'électricité, contre 235 grammes pour l'essence (ICCT, juillet 2025). Les émissions supplémentaires de la batterie sont rattrapées après environ 17 000 à 22 000 km.

Une voiture à hydrogène perd plus d'énergie en route qu'une voiture électrique. Selon Agora Energiewende, sur l'électricité à la centrale, il en reste 69 % à la roue pour une voiture électrique, 26 % pour une voiture à pile à combustible et 13 % pour une voiture à e-carburant. En Belgique, il y a huit stations d'hydrogène publiques, aucune au Limbourg (H2Benelux, 30 octobre 2026).

Chauffage des logements

L'article « Pompe à chaleur : votre maison est-elle prête ? » explique ce que vous pouvez faire. Voici pourquoi la plupart des sources voient rarement un rôle pour l'hydrogène dans ce domaine. Une pompe à chaleur fournit environ 3 unités de chaleur par unité d'électricité (2,8 à 3,4 lors d'essais sur le terrain). Selon Jan Rosenow, le chauffage à l'hydrogène demande cinq à six fois plus d'électricité pour la même chaleur. Il l'a dit dans un entretien avec IEEE Spectrum sur sa synthèse de 32 études dans la revue Joule (2022). L'article de Joule lui-même n'a pas été consulté. Il n'a retenu que des études qui n'ont pas été réalisées par ou pour l'industrie. Notre propre calcul, dans cet article, aboutit à 4,6 à 9,5 fois plus d'électricité, avec une valeur centrale d'un peu plus de 6. Il s'appuie sur des chiffres du Clean Hydrogen Partnership et de l'European Hydrogen Backbone. Les fourchettes diffèrent, car les hypothèses sur le rendement de la pompe à chaleur et sur celui de la chaîne hydrogène (électrolyse, compression, transport, chaudière) diffèrent.

« Prête pour l'hydrogène » signifie qu'une chaudière pourra plus tard fonctionner à l'hydrogène. Cela ne dit rien sur ce qui se trouve dans la conduite. Tant qu'aucun hydrogène n'arrive dans les logements, une telle chaudière brûle du gaz naturel.

Et pour l'industrie, les navires et les avions ?

Là où l'électrification est difficile, l'hydrogène et les carburants dérivés sont candidats : ammoniac, méthanol et e-carburants. Les e-carburants sont fabriqués à partir d'hydrogène (et de CO2).

• Acier et chimie : voir plus haut. L'hydrogène à faibles émissions reste cher ici sans prix du CO2 ni client qui paie plus.
• Navires : selon l'AIE, il est incertain que le cadre de l'Organisation maritime internationale (OMI) soit mis en place. Ce sont surtout les règles européennes qui décident du choix.
• Avions : le règlement européen ReFuelEU exige 1,2 % de carburant synthétique en 2030 et 2031, 2 % de 2032 à 2034, 5 % en 2035 et 35 % en 2050. Selon l'AIE, c'est la seule pression politique. Elle a peu d'effet sur le prix des billets durant cette décennie.

L'échelle place « Shipping » (sous forme d'ammoniac ou de méthanol) et « Jet Aviation » (sous forme d'e-carburant) sur la rangée B. Liebreich s'attend à une part de marché appréciable sur cette rangée, mais par des carburants dérivés et non sous forme de gaz.

Stockage sur de longues périodes

Les batteries absorbent surtout les variations rapides. Pour des semaines ou des saisons, il faut une autre solution. La Royal Society (l'académie des sciences britannique) a calculé en 2023 que le Royaume-Uni aura besoin en 2050 de jusqu'à 100 TWh de stockage, environ un quart de sa consommation annuelle d'électricité actuelle. Selon la Royal Society, le stockage d'hydrogène dans des cavités de sel est la manière la moins chère. Les batteries et les centrales de pompage ne suffisent pas là-bas.

Pour la Belgique, cela ne vaut pas sans réserve. Selon New Mobility News (août 2026), la Belgique n'a pas, contrairement aux Pays-Bas et à l'Allemagne, de cavités de sel pour un stockage à grande échelle. Il n'y a pas de confirmation officielle. Liebreich appelle « long duration » tout ce qui dépasse environ deux jours. Il place le « long duration grid balancing » sur la rangée B et l'équilibrage à court terme sur la rangée E.

Et maintenant ?

1. Pour chaque affirmation, vérifiez d'où vient l'hydrogène : du gaz naturel, du gaz naturel avec captage du CO2 ou de l'électricité renouvelable.
2. Vous remplacez une chaudière au gaz ou au mazout ? Comparez aussi une pompe à chaleur. Lisez « Pompe à chaleur : votre maison est-elle prête ? ».
3. Vous choisissez une voiture ? Comparez les émissions sur toute la durée de vie. Lisez « Électrique, essence, diesel ou hydrogène : qui pollue vraiment le plus ? ».
4. Quelqu'un dit qu'un appareil « prêt pour l'hydrogène » rend le réseau de gaz vert ? Demandez quelle conduite amène l'hydrogène chez vous et quand.

Sources et avertissement

Ce texte se base sur :

• AIE, Global Hydrogen Review 2026 (juin 2026), avec les chapitres Production, Demand, Key questions et Cost acceptability.
• AIE, Global Hydrogen Review 2024, pour la production de 2023 : Hydrogen production, GHG emissions et le pdf complet (parts du gaz naturel, du charbon et des sous-produits). Nous avons lu les pages 2026 de l'AIE via des copies archivées, car iea.org bloque l'accès automatique.
• AIE, Why clearer terminology for hydrogen could unlock investment (juin 2023).
• Parlement européen (EPRS), Renewable and low-carbon hydrogen (février 2025). Les chiffres de coût qu'il contient viennent de Hydrogen Europe, une organisation sectorielle.
• ACER, European hydrogen markets 2025 et pv magazine sur ce rapport (décembre 2025). Presse spécialisée, pas une source primaire.
• Eco-Business, explication sur les couleurs (2022). Presse spécialisée.
• Bellona, position sur les règles RFNBO (2026). ONG.
• WaterstofNet sur le plan AccelerateEU de la Commission (avril 2026) et Argus Media sur le calendrier de cette révision (juillet 2026). Centre de connaissances et presse spécialisée. Le règlement lui-même n'a pas été consulté.
• Fluxys Belgium, résultats du premier semestre 2026 (28 septembre 2026). Un gestionnaire de réseau qui a un intérêt propre.
• New Mobility News (17 août 2026). Presse spécialisée qui cite De Tijd et L'Echo.
• Stratégie fédérale pour l'hydrogène, mise à jour d'octobre 2022. Copie sur kenniswest.be.
• Gouvernement flamand, décision du 17 juillet 2026 et WaterstofNet, Statusrapport 2024. WaterstofNet est un centre de connaissances flamand pour le secteur.
• Maritime Professional sur le port d'Anvers-Bruges (octobre 2022). Presse spécialisée, d'après un communiqué du port.
• Michael Liebreich, Hydrogen Ladder Version 5.0 (20 octobre 2023), The Electrification Staircase is go (9 mai 2026) et l'entretien avec Hydrogen Europe (février 2023). Liebreich Associates est un cabinet de conseil. La licence est CC BY 4.0.
• Hydrogen Europe, The case of Green Lead Markets (prise de position, juillet 2025). Organisation du secteur.
• Respect My Planet, critique de l'échelle 4.1 (2022). Défenseur des piles à combustible.
• ICCT, Life-cycle greenhouse gas emissions from passenger cars in the EU (juillet 2025), Agora Energiewende, rendement des chaînes de propulsion et H2Benelux, stations d'hydrogène.
• IEEE Spectrum, entretien avec Rosenow sur sa synthèse dans Joule (2022). L'article de Joule lui-même n'a pas été consulté.
• Royal Society, Large-scale electricity storage (septembre 2023) et EU Clean Hydrogen Observatory sur ReFuelEU Aviation.

Ces informations sont générales. Elles ne constituent pas un conseil personnel. Les chiffres et les règles peuvent changer. Situation au 30 octobre 2026.