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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Hydrogène gris

Hydrogène gris couleurs de l'hydrogène gaz naturel Vaporeformage Émissions de CO2 Industrie

L'hydrogène gris est de l'hydrogène produit à partir d'énergies fossiles. Le dioxyde de carbone qui en résulte n'est ni capté ni stocké durablement. Le plus souvent, il s'agit d'hydrogène issu du gaz naturel. Le procédé principal est le vaporeformage. Le méthane y réagit avec de la vapeur d'eau pour former de l'hydrogène et du monoxyde de carbone. Dans une réaction de conversion (shift) en aval, le monoxyde de carbone réagit avec de la vapeur d'eau supplémentaire pour former de l'hydrogène additionnel et du CO₂. Le gaz lui-même est chimiquement la même substance que par toute autre voie de production. La couleur ne décrit donc pas une propriété de la molécule, mais la manière dont elle a été produite et l'impact climatique qui en découle. Elle relève du système de classification des couleurs de l'hydrogène.

Émissions par kilogramme d'hydrogène

Ce qui compte le plus souvent, c'est l'intensité d'émissions, c'est-à-dire la quantité de gaz à effet de serre par kilogramme d'hydrogène. Le périmètre de bilan est déterminant. Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), le vaporeformage sans captage émet directement, sur le site de l'installation, environ 9 kg de CO₂ par kg de H₂. Si l'on inclut la chaîne amont du gaz naturel, c'est-à-dire l'extraction, le traitement et le transport, pertes de méthane comprises, l'AIE arrive à environ 10 à 12 kg d'équivalent CO₂ par kg de H₂. Dans une analyse antérieure, elle indiquait pour l'hydrogène issu du gaz naturel une fourchette de 10 à 14 kg d'équivalent CO₂. Selon l'origine du gaz, 1 à 5 kg de ce total proviennent de la chaîne amont. L'indication répandue « 9 à 12 kg de CO₂ » mélange donc deux périmètres de bilan différents : la valeur basse correspond aux émissions directes du site, la valeur haute inclut la chaîne amont.

Un calcul simple montre d'où viennent les émissions. Sur le plan stœchiométrique, une molécule de méthane et deux molécules d'eau donnent quatre molécules d'hydrogène et une molécule de CO₂. La seule matière première génère ainsi environ 5,5 kg de CO₂ par kg d'hydrogène. À cela s'ajoute le CO₂ provenant du gaz naturel qui, utilisé comme combustible, fournit la chaleur nécessaire à la réaction fortement endothermique. Dans ce procédé, le gaz naturel est donc à la fois matière première et source d'énergie pour la chaleur de process. Les pertes de méthane dans la chaîne amont pèsent lourd, car le méthane est un gaz à effet de serre nettement plus puissant que le CO₂. Le problème des fuites de méthane influence donc aussi l'évaluation de l'hydrogène gris. Qui ne considère que le site de l'installation n'appréhende pas l'ensemble de l'impact climatique.

Production et distinction par rapport aux autres couleurs de l'hydrogène

Outre le gaz naturel, le charbon entre aussi en ligne de compte comme matière première. Selon l'AIE, l'hydrogène issu de la gazéification du charbon sans captage génère environ 22 à 26 kg d'équivalent CO₂ par kg de H₂, soit à peu près le double de la filière à base de gaz naturel. Selon les sources, il est qualifié de gris, de brun ou de noir. En allemand courant, « gris » désigne le plus souvent l'hydrogène issu du gaz naturel sans captage du CO₂. À l'échelle mondiale, un peu moins de deux tiers de la production provenaient en 2023 du gaz naturel et environ 20 % du charbon, dans les deux cas sans captage. Une autre partie est obtenue comme sous-produit d'autres procédés, par exemple dans les raffineries. Elle ne peut pas être attribuée sans ambiguïté à une couleur.

L'hydrogène vert est produit par électrolyse avec de l'électricité issue d'énergies renouvelables. Ici, le bilan dépend surtout de l'origine de l'électricité. L'hydrogène bleu utilise lui aussi du gaz naturel, mais capte une partie du CO₂ et le stocke durablement. Son caractère plus ou moins respectueux du climat dépend du taux de captage, de l'intégrité du stockage, de la dépense énergétique supplémentaire et des émissions de méthane de la chaîne amont. L'hydrogène turquoise est obtenu par pyrolyse du méthane : le méthane est décomposé en hydrogène et en carbone solide. Là aussi, c'est le bilan réel du procédé et de l'énergie qui compte, non le nom de la couleur. Pour les applications, la molécule H₂ est toujours la même. Pour la politique climatique, le soutien public et les achats, c'est en revanche la voie de production qui compte.

Importance pour l'industrie et le système énergétique

L'hydrogène gris est aujourd'hui la norme industrielle. Selon le Global Hydrogen Review 2025 de l'AIE, la demande mondiale a atteint en 2024 près de 100 millions de tonnes, soit environ 2 % de plus que l'année précédente. Cette hausse a été portée par les utilisateurs classiques, c'est-à-dire les raffineries et l'industrie. Les raffineries ont besoin d'hydrogène notamment pour désulfurer les carburants et craquer les fractions lourdes du pétrole. Dans la chimie, il est une matière de base pour l'ammoniac, le méthanol et d'autres produits. L'hydrogène à faibles émissions ne couvre jusqu'ici qu'une très petite part des besoins. Selon l'AIE, la production mondiale d'hydrogène a causé en 2023 environ 920 millions de tonnes de CO₂.

Nombre de ces procédés se sont développés pendant des décennies autour d'un hydrogène fossile bon marché, de l'infrastructure de gaz naturel et d'un fonctionnement en continu. L'hydrogène y sert surtout de matière première chimique, non de vecteur d'énergie. Si l'on veut remplacer l'hydrogène gris par de l'hydrogène électrolytique, un besoin supplémentaire en électricité apparaît. Il ne peut pas être évalué uniquement en volume annuel. Les électrolyseurs peuvent fonctionner de manière flexible si le stockage, les profils de consommation et les règles de marché s'y prêtent. Ils peuvent alors absorber de l'électricité issue de périodes de forte production éolienne et solaire et contribuer à la flexibilité du système. Sans cette flexibilité, une nouvelle électrolyse accroît la charge, peut rendre nécessaire un renforcement du réseau et demander de l'électricité précisément lorsque la production renouvelable est rare.

Du point de vue de l'économie de l'énergie, le remplacement des volumes gris existants doit être évalué autrement que la nouvelle demande dans des applications qui n'utilisaient jusqu'ici aucun hydrogène. Si un kilogramme d'hydrogène gris est remplacé dans la production d'ammoniac, les émissions diminuent immédiatement des quelque 10 à 12 kg d'équivalent CO₂ mentionnés plus haut. Pour les nouvelles applications, la réduction dépend de ce qui y est remplacé.

Éléments d'analyse économique

L'hydrogène gris est le plus souvent moins cher que les alternatives à faibles émissions. Les installations sont souvent amorties, les chaînes d'approvisionnement en gaz naturel sont rodées et les coûts climatiques ne sont pas entièrement intégrés dans le prix. Les coûts dépendent surtout du prix du gaz naturel, car celui-ci est à la fois matière première et combustible. S'y ajoutent le rendement de l'installation et les coûts du CO₂. Dans l'UE, le système d'échange de quotas d'émission couvre la production d'hydrogène dans les grandes installations. La hausse des prix du CO₂ dégrade ainsi la rentabilité de l'hydrogène gris. L'ampleur de cet effet dépend de l'allocation gratuite et de la concurrence internationale.

Remplacer l'hydrogène gris ne revient souvent pas seulement à changer de source d'énergie. Les contrats, l'exploitation des installations, la sécurité d'approvisionnement, la certification et les coûts des produits changent aussi. Pour des produits de base comme l'ammoniac ou l'acier, de petites différences de coûts énergétiques peuvent fortement influencer la compétitivité et les décisions d'implantation.

Cadre juridique dans l'UE

Les noms de couleur ne sont pas des notions juridiques. Le droit de l'UE travaille avec des seuils d'émissions. Les carburants renouvelables d'origine non biologique, les RFNBO, et les combustibles bas carbone doivent, sur l'ensemble du cycle de vie, entraîner au moins 70 % de gaz à effet de serre en moins qu'une valeur de référence fossile de 94 g d'équivalent CO₂ par mégajoule. La méthode applicable aux combustibles bas carbone est fixée par le règlement délégué (UE) 2025/2359 du 8 juillet 2025. Il complète la directive gaz (UE) 2024/1788 et a été publié au Journal officiel le 21 novembre 2025. Pour la valeur de référence fossile, il renvoie expressément aux règles RFNBO du règlement délégué (UE) 2023/1185.

À titre d'illustration : rapporté au pouvoir calorifique inférieur d'environ 120 MJ par kg, 94 g par MJ correspondent à environ 11,3 kg d'équivalent CO₂ par kg d'hydrogène. Cela se situe précisément dans la plage de l'hydrogène gris. Le seuil de 70 %, soit 28,2 g par MJ, correspond à environ 3,4 kg d'équivalent CO₂ par kg. L'hydrogène gris ne le respecte pas. L'hydrogène bleu ne le respecte que si le taux de captage et les émissions de la chaîne amont sont adéquats. L'hydrogène gris n'est pas interdit dans l'UE. Il n'est toutefois considéré ni comme renouvelable ni comme bas carbone et ne compte donc pas pour les quotas et justificatifs correspondants.

Idées reçues courantes

  • « L'hydrogène est automatiquement respectueux du climat. » À l'utilisation, aucun CO₂ n'est émis, mais il en est émis à la production de l'hydrogène gris, et dans une mesure considérable. Pour l'impact climatique, c'est l'ensemble de la chaîne qui compte.

  • « L'hydrogène gris n'est qu'un sujet de transition. » Le parc actuel est important et continue de croître. Les nouveaux projets ne réduisent efficacement les émissions que s'ils remplacent des volumes fossiles existants.

  • « La couleur remplace le bilan. » L'hydrogène bleu n'est pas automatiquement neutre pour le climat, et l'hydrogène vert ne sert pas automatiquement le système électrique. Seuls des facteurs d'émission avec un périmètre de bilan clairement défini sont fiables.

  • « Consommation d'hydrogène égale consommation d'énergie. » Une grande partie des volumes gris actuels est incorporée matériellement, par exemple dans l'ammoniac ou le méthanol. Elle ne peut pas être simplement assimilée à une consommation d'électricité ou de combustible.

L'hydrogène gris n'est donc pas une catégorie marginale, mais le point de départ fossile de nombreux débats sur l'hydrogène. La notion montre combien d'émissions sont contenues dans les chaînes de valeur industrielles existantes et quelles transformations sont nécessaires si l'hydrogène doit contribuer à la décarbonation.

Sources

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Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05

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