Le coût de production de l’hydrogène vert reste, en 2026, nettement supérieur à celui de l’hydrogène gris, et l’écart devrait persister au moins jusqu’en 2030. Entre rendement d’électrolyse, prix de l’électricité, effet d’échelle industrielle et mécanismes de soutien public, plusieurs leviers sont à l’œuvre pour rapprocher les deux filières. Voici où en est réellement la parité entre hydrogène vert et hydrogène gris.
Électrolyse, vaporeformage et parité : les bases à comprendre
L’hydrogène n’est pas une source d’énergie primaire mais, comme le rappelle le ministère de la Transition écologique, un vecteur énergétique qui offre la possibilité, après avoir été produit, d’être stocké, transporté et utilisé. Deux procédés dominent aujourd’hui sa fabrication industrielle. Le vaporeformage transforme le gaz naturel en hydrogène — c’est l’hydrogène « gris » — tandis que l’électrolyse décompose l’eau grâce à un courant électrique pour produire de l’hydrogène « vert » lorsque cette électricité est d’origine renouvelable. On qualifie l’hydrogène de décarboné lorsque sa production et son utilisation permettent d’éviter au moins 70 % des émissions de CO2 constatées avec une production à partir de sources fossiles, un seuil qui sert de repère à la notion même de parité recherchée entre vert et gris. Pour resituer la définition de l’hydrogène vert et ses enjeux pour la transition énergétique, rappelons que la couleur ne dépend pas de la molécule elle-même mais uniquement de son mode de production.
Le rendement du procédé d’électrolyse conditionne directement l’équation économique. RTE retient une hypothèse de rendement d’électrolyse de 65 % pour estimer le facteur de charge des installations, un paramètre qui pèse sur la quantité d’électricité — donc de coût — nécessaire pour produire chaque kilogramme d’hydrogène. C’est tout l’enjeu du débat sur l’hydrogène vert : une solution énergétique propre ou un polluant atmosphérique aggravant ? : tout dépend, en définitive, de l’origine réelle de l’électricité mobilisée et du rendement effectif de l’électrolyseur utilisé.
Hydrogène vert contre hydrogène gris : l’écart carbone et financier en un tableau
La comparaison entre hydrogène vert et hydrogène gris se joue sur deux terrains distincts : l’empreinte carbone et le coût de production. Sur le premier, l’écart est déjà tranché ; sur le second, il reste, en 2026, largement en faveur du gris. L’hydrogène produit par électrolyse à partir d’électricité renouvelable n’émet que 1,6 kg de CO2 par kilogramme produit, contre 11 kg de CO2 par kilogramme pour l’hydrogène issu du vaporeformage du gaz naturel, selon les chiffres publiés par l’ADEME. Ces écarts recouvrent en réalité une palette de nuances plus large, que nous détaillons dans hydrogène vert, gris, bleu et rose : couleurs et impact carbone.
| Critère | Hydrogène vert (électrolyse) | Hydrogène gris (vaporeformage) |
|---|---|---|
| Émissions de CO2 par kg produit | 1,6 kg CO2/kg avec électricité renouvelable | 11 kg CO2/kg |
| Seuil réglementaire français « décarboné » | doit rester sous 3,38 kgCO2éq/kg pour être reconnu renouvelable ou bas-carbone | dépasse largement ce seuil |
| Écart de coût, scénario de référence RTE à horizon 2030 | plus coûteux d’environ 3 €/kg pour la collectivité | référence de coût (prix du gaz à 24 €/MWh) |
Prix et budget : les postes de coûts qui pèsent sur l’hydrogène vert en 2026
Dans le scénario de référence de RTE, avec un prix du gaz à 24 €/MWh à l’horizon 2030, l’hydrogène produit par électrolyse resterait plus coûteux pour la collectivité d’environ 3 €/kg que l’hydrogène produit par vaporeformage, hors valorisation du CO2, selon le rapport de RTE. Cet écart s’explique par plusieurs postes de coût qui pèsent spécifiquement sur l’électrolyse.
| Poste de coût | Donnée chiffrée 2026 |
|---|---|
| Électricité et rendement de l’électrolyseur | RTE retient un rendement d’électrolyse de 65 % pour estimer le facteur de charge — chaque point de rendement pèse directement sur la facture électrique |
| Électrolyseurs matures (alcalin / PEM) | Elogen, John Cockerill et McPhy Energy visent une capacité totale d’assemblage d’environ 3 GW/an à horizon 2030, un effet d’échelle attendu pour faire baisser le coût unitaire |
| Électrolyseurs SOEC (haute température) | Genvia investit dans une capacité de 1 GW/an d’électrolyseurs SOEC, technologie moins mature mais présentant une perspective de meilleurs rendements, avec des vulnérabilités d’approvisionnement en yttrium et nickel |
| Écart de coût à l’échelle nationale (horizon 2030) | environ 3 €/kg plus cher que le vaporeformage |
| Illustration terrain (mobilité lourde, Auxerre) | le plein d’un bus à l’hydrogène coûte deux fois plus cher qu’un plein au gasoil, selon RTE |
Aides financières et cadre réglementaire : ce que prévoit le dispositif de soutien 2026
La Stratégie nationale hydrogène pose le cadre budgétaire : une dotation globale de près de 9 milliards d’euros jusqu’à l’horizon 2030, selon le ministère de la Transition écologique. Le règlement délégué européen encadre par ailleurs la notion d’additionnalité : les installations produisant de l’électricité renouvelable doivent avoir été mises en service au plus tôt 36 mois avant l’installation qui produit le carburant renouvelable, précise le règlement délégué (UE) 2023/1184. Sur le plan strictement français, un arrêté fixe le seuil d’émissions à 3,38 kgCO2éq par kilogramme d’hydrogène pour qu’il soit reconnu renouvelable ou bas-carbone, comme l’indique l’arrêté correspondant.
Le mécanisme public de soutien à la production, lancé fin 2024, cible les projets de production d’hydrogène par électrolyse de l’eau, d’une puissance électrique comprise entre 5 MW et 100 MW, dont la production est majoritairement destinée à des usages industriels directs, précise le communiqué du ministère. Concrètement, le soutien financier prend la forme d’une aide proportionnelle à la quantité d’hydrogène décarboné produite, sur une durée maximum de quinze ans. La procédure retenue est celle du dialogue concurrentiel : le ministre chargé de l’énergie l’a lancée par un avis publié au Journal officiel de l’Union européenne le 19 décembre 2024, selon l’avis de la CRE. Trois périodes de candidature sont prévues jusqu’en 2027, pour un volume total d’1 GW de puissance électrique d’électrolyseur installée, et les lauréats de la première période bénéficieront d’un soutien sous forme d’aide au fonctionnement, proportionnelle à la production d’hydrogène éligible, sur une durée de quinze ans. Le prix retenu n’est pas illimité : le prix d’enchère est plafonné à 4 € par kilogramme d’hydrogène produit, un plafond qui donne une indication concrète du niveau de soutien jugé nécessaire pour combler l’écart avec le gris. Pour resituer ce dispositif dans le marché européen plus large, notre article sur hydrogène vert UE 2026 : 265 offres validées, le marché prend enfin forme détaille les volumes déjà engagés à l’échelle communautaire.
Le Code de l’énergie précise que ce mécanisme est ouvert à toute personne installée sur le territoire d’un État membre de l’Union européenne ou de l’Espace économique européen, la sélection s’opérant via une procédure de mise en concurrence conduite dans le respect des principes de transparence et d’égalité, selon le Code de l’énergie. Ces dispositifs spécifiques à l’hydrogène viennent compléter les appels d’offres généralistes de décarbonation industrielle, comme le rappelle notre article sur décarbonation de l’industrie : l’État relance deux appels d’offres France 2030.
Déploiement industriel : où en est la France sur les capacités et les démonstrateurs
Côté capacités, la stratégie française fixe l’objectif d’installer une capacité d’électrolyse de 6,5 GW en 2030 et 10 GW en 2035, selon RTE. Pour tenir ce calendrier, plusieurs industriels français montent en puissance ; nous détaillons leurs technologies respectives dans notre comparatif alcalin, PEM et SOEC en 2026. Ces capacités doivent notamment irriguer la décarbonation de l’industrie lourde, un chantier que nous suivons dans hydrogène industrie : décarboner acier, chimie et ciment.
Les démonstrateurs français apportent des enseignements précieux sur les coûts réels. Sur Jupiter 1000, le budget total s’élève à 39,3 millions d’euros, dont 24,1 millions couverts par les tarifs de réseau, selon la fiche de la CRE. Le retour d’expérience est sans détour : les coûts de production et d’injection de l’hydrogène dans les réseaux restent élevés, de l’ordre de 150 à 200 €/MWh contre 90 à 120 €/MWh pour le biométhane. Le projet a surtout permis de se familiariser avec les technologies d’électrolyseurs alcaline et PEM, leur flexibilité et les risques industriels associés. Sur le volet mobilité, le projet GRHYD a mené 21 mois d’expérimentation terrain, durant lesquels aucune anomalie n’a été identifiée lors des opérations de maintenance du réseau injecté en hydrogène, selon la fiche CRE GRHYD.
À plus grande échelle, le volet mobilité lourde de la stratégie nationale prévoit qu’environ 80 MW de capacité d’électrolyse fourniront 8 000 tonnes par an d’hydrogène décarboné distribuées par une centaine de stations, en vue d’alimenter plus de 820 bus ou véhicules lourds.
Perspectives : quels leviers pour rapprocher enfin vert et gris ?
Plusieurs leviers pourraient resserrer l’écart dans les prochaines années. Sur le plan industriel, l’ADEME estime qu’il sera plus avantageux d’opter pour un hydrogène « made in France » pour décarboner l’industrie du pays, un signal en faveur d’une filière domestique compétitive, selon l’ADEME. L’effet d’échelle attendu sur les électrolyseurs matures — 3 GW/an visés par Elogen, John Cockerill et McPhy Energy — et la montée en rendement des technologies plus récentes comme le SOEC devraient continuer à faire baisser le coût unitaire de production. Reste que, selon la trajectoire de référence de RTE, l’écart resterait de l’ordre de 3 €/kg à l’horizon 2030 : la parité pure entre vert et gris n’est donc pas attendue avant cette échéance, sauf accélération des mécanismes de soutien ou renchérissement durable du gaz naturel et du carbone associés au gris. Les usages décentralisés, notamment résidentiels, pourraient aussi absorber une partie de cette production à mesure que les coûts baissent, comme nous l’explorons dans hydrogène vert résidentiel : une révolution énergétique accessible aux particuliers ?
Pour une vision d’ensemble des technologies de demain, notre page pilier Énergies du futur : le guide complet couvre l’intégralité des filières émergentes.
Questions fréquentes
Qu’est-ce que la parité entre hydrogène vert et hydrogène gris ?
La parité désigne le moment où l’hydrogène produit par électrolyse coûterait aussi peu que celui produit par vaporeformage du gaz naturel. En 2026, l’écart reste net : l’hydrogène par électrolyse serait encore plus coûteux d’environ 3 €/kg que le vaporeformage à l’horizon 2030, selon RTE.
Quelle est la différence d’empreinte carbone entre hydrogène vert et gris ?
L’hydrogène vert produit à partir d’électricité renouvelable émet 1,6 kg de CO2 par kilogramme, contre 11 kg de CO2 par kilogramme pour l’hydrogène gris issu du vaporeformage.
Quel rendement retenir pour l’électrolyse de l’eau ?
RTE retient une hypothèse de rendement d’électrolyse de 65 % pour estimer le facteur de charge des installations et donc leurs besoins en électricité.
Quel est le principal mécanisme de soutien à la production d’hydrogène en France ?
Un mécanisme public cible les projets d’électrolyse de l’eau d’une puissance électrique comprise entre 5 MW et 100 MW, avec une aide proportionnelle à la production versée sur une durée maximum de quinze ans, sélectionné via un dialogue concurrentiel dont le prix d’enchère est plafonné à 4 € par kilogramme.
Quel budget la France consacre-t-elle à l’hydrogène décarboné ?
La Stratégie nationale hydrogène dispose d’une dotation globale de près de 9 milliards d’euros jusqu’à l’horizon 2030.
Quelles capacités de production d’hydrogène vert la France vise-t-elle ?
L’objectif est d’installer 6,5 GW de capacité d’électrolyse en 2030 et 10 GW en 2035.
À partir de quel seuil un hydrogène est-il considéré comme bas-carbone en France ?
Le seuil réglementaire est fixé à 3,38 kgCO2éq par kilogramme d’hydrogène pour être reconnu renouvelable ou bas-carbone.
Qui sont les principaux fabricants français d’électrolyseurs ?
Elogen, John Cockerill et McPhy Energy visent environ 3 GW/an de capacité d’assemblage d’électrolyseurs matures à horizon 2030, tandis que Genvia investit dans 1 GW/an d’électrolyseurs SOEC.
