L'hydrogène, ou le mythe de l'énergie miracle

« L’eau sera le charbon de l’avenir. »
— Jules Verne, L’Île mystérieuse, 1874

Jules Verne avait tout vu, ou presque. Son personnage de Cyrus Smith prophétise, il y a cent cinquante ans, que l’électrolyse de l’eau permettra un jour de stocker l’énergie du soleil et du vent dans de l’hydrogène, combustible universel et propre. La vision est belle, cohérente, et elle fascine encore aujourd’hui. Elle a même fini par coûter très cher.

La formule de Verne frappe d’autant plus qu’elle ressemble à une évidence physique : l’eau brûlée produit de la vapeur, la vapeur produit du mouvement, c’est exactement ce que fait la locomotive à vapeur depuis Stephenson. L’hydrogène ne serait-il pas, en somme, la vapeur d’eau du futur, mais en plus propre ?

Sauf que, comme toujours, la physique a son mot à dire. Et elle l’a dit, mais elle est trop rarement écoutée jusqu’au bout.

Le train, fil rouge de l’énergie miracle

Il y a deux cents ans, le train a changé le monde. La machine à vapeur de Watt, les rails de Stephenson, les locomotives qui traversent les continents, tout cela constitue la Révolution Industrielle. Le train a d’abord brûlé du bois avant de rapidement passer au charbon. Les premiers tramways urbains étaient à vapeur. Le charbon était le don de la Nature, la houille noire que l’on sortait du sol pour chauffer les chaudières et faire tourner les usines. Les économistes de l’époque parlaient de « moteur du progrès », même si Marx ou Engels percevaient déjà le piège en le qualifiant d’énergie de l’asservissement, ou “travail mort” contrairement au “travail vivant” de l’ouvrier.

Puis vint le pétrole. Dans les premières décennies du XXe siècle, l’or noir s’imposa progressivement dans les transports : l’automobile, l’avion, et bientôt le train. C’est en 1897 que Rudolf Diesel, ingénieur franco-allemand né à Paris, déposa le brevet de son moteur à allumage par compression (conçu à l’origine pour fonctionner à l’huile végétale, pas au gazole). La machine diesel motorisa des décennies de locomotives, de camions, de navires. On trouve encore des trains diesel en service partout en Europe. Quant à son inventeur, il disparut dans des circonstances mystérieuses dans la nuit du 29 au 30 septembre 1913, tombant dans la mer du Nord depuis le paquebot Dresden alors qu’il se rendait à Londres pour négocier avec l’Amirauté britannique : suicide ou assassinat, jamais élucidé. ¹

Le pétrole ne détrôna le charbon comme première source d’énergie mondiale qu’en 1964, selon les statistiques historiques. Entre-temps, la France vécut la « bataille du charbon » de l’après-guerre (1945-1950), mobilisation nationale pour relancer l’extraction houillère, le charbon chauffant encore massivement les foyers jusqu’aux années 1960. « Don de la Nature », là encore.

Le nucléaire ensuite, dans les années 1950, promis « trop bon marché pour être compté » selon la formule restée célèbre de Lewis Strauss, président de la Commission américaine de l’énergie atomique. Il y a quelque chose du capitaine Nemo dans cette énergie mystérieuse et presque infinie, Jules Verne encore, dont le Nautilus est propulsé par une force que le roman ne nomme jamais clairement mais que le lecteur imagine atomique. La Guerre froide transforma cette promesse en angoisse : le même atome qui promettait l’abondance pouvait transformer la Terre en désert. Sa réputation n’en sortit pas indemne, même si c’est précisément cette énergie qui permit à la France de construire le TGV, le train le plus rapide du monde, recordman de vitesse sur rail à 574 km/h en 2007, impensable sans l’électricité « atomique » du parc nucléaire français.

Puis le gaz naturel a connu sa propre mue idéologique, en sens inverse : présenté comme une pollution insupportable dans les années 1990 (on voulait du tout-électrique), il est aujourd’hui réhabilité par l’Union européenne elle-même, qui le reconnaît comme « énergie de transition » indispensable au déploiement des renouvelables. Même vecteur, diagnostic radicalement opposé, à trente ans d’écart.

Et le train revient. Le train à vapeur, symbole de la révolution industrielle, redevient le terrain d’expérimentation de la prochaine révolution énergétique. Cette fois avec de l’hydrogène dans les réservoirs au lieu du charbon dans la chaudière. La boucle narrative est trop belle pour que personne ne résiste.

Ce que la physique dit, et qu’on n’entend pas

Le problème avec les miracles énergétiques, c’est qu’ils se heurtent tous, tôt ou tard, aux mêmes lois naturelles. Et ces lois ne négocient pas.

L’hydrogène n’est pas une source d’énergie. C’est un vecteur, exactement comme une batterie : on y stocke de l’énergie produite ailleurs, on la restitue plus tard (avec des pertes). Pour produire de l’hydrogène, il faut de l’électricité. Cette molécule ne fait que transporter cette électricité sous forme chimique.

Le rendement de la chaîne complète

Voici ce que la thermodynamique impose pour la filière dite Power-to-Gas-to-Power : produire de l’hydrogène par électrolyse, le stocker, puis le reconvertir en électricité via une pile à combustible :

Si l’on remplace la pile à combustible par un moteur à combustion interne à hydrogène, le rendement tombe à environ 20 % (voir l’article de Jean-Charles de Hemptinne sur la thermodynamique cité en référence), car le moteur thermique perd encore plus d’énergie en chaleur.

En comparaison, une batterie lithium-ion affiche un rendement aller-retour de 85–95 %. Pour chaque 100 kWh d’électricité investis, la filière hydrogène (avec pile) restitue donc 28 à 40 kWh utiles. La batterie quant à elle, de 85 à 95 soit deux à trois fois plus.

Cette différence n’est pas un détail d’ingénierie à optimiser, c’est une contrainte thermodynamique fondamentale. Le second principe interdit les retours en arrière sans perte irréversible. On ne « réglera » pas ce problème avec de meilleurs catalyseurs.

Si on s’intéresse, par exemple, au rendement théorique maximal de la pile à combustible : il est limité par la variation d’enthalpie libre de la réaction H₂ + ½O₂ → H₂O, soit environ 83 % en conditions idéales. Les meilleures piles actuelles atteignent 60–65 % en pratique. La marge de progrès existe, mais elle ne changera jamais l’ordre de grandeur de la comparaison avec les batteries.

Le coût de l’hydrogène vert

En 2024, le coût de production de l’hydrogène vert (électrolyse alimentée par de l’électricité renouvelable) se situe entre 4 et 8 €/kg ². À ce coût s’ajoutent la compression (à 350 ou 700 bars selon l’application), le stockage, la distribution et la conversion finale. Des estimations de l’AIE et de l’IRENA pour 2030, dans des scénarios optimistes de déploiement massif, tablent sur un coût total à la livraison de 5 à 12 €/kg selon la distance et la densité du réseau. ³ Ce plancher est conditionné à des économies d’échelle encore largement hypothétiques.

Pour mettre en perspective : produire l’équivalent énergétique d’un litre de diesel (environ 10 kWh) nécessite environ 0,28 kg d’H₂, soit 1,1 à 2,2 € de matière première seule, avant tout coût de distribution. Le diesel coûte 1,7 €/litre à la pompe, taxes comprises, avec une infrastructure de distribution mondiale rodée depuis un siècle.

Le problème du stockage

L’hydrogène est la plus petite molécule de l’univers. Elle s’infiltre dans les métaux et les fragilise (fragilisation par l’hydrogène ou embrittlement), elle s’échappe à travers les joints les plus serrés, et elle est explosive dans un intervalle de concentration très large dans l’air (4–75 %, contre 1–8 % pour l’essence). Stocker de l’hydrogène à bord d’un véhicule exige soit une compression à 350–700 bars, soit une liquéfaction à -253°C (20 K au-dessus du zéro absolu), soit des hydrures métalliques encore peu matures. Dans les trois cas, l’infrastructure de remplissage est d’une complexité et d’un coût sans commune mesure avec une borne de recharge électrique ou un pistolet diesel.

Ce point est rarement mentionné dans les analyses optimistes, alors que c’est précisément la raison des pannes d’approvisionnement qui ont paralysé les trains à hydrogène en Allemagne en 2024 (nous y reviendrons).

Le train comme révélateur du mythe

En avril 2021, la SNCF commande à Alstom, pour le compte de quatre régions (Auvergne-Rhône-Alpes, Bourgogne-Franche-Comté, Grand Est, Occitanie), douze rames Régiolis H2 pour 190 millions d’euros (Alstom), 231 millions au total à la charge des régions (l’écart de 41 M€ correspond à la maîtrise d’ouvrage, aux études d’insertion, aux coûts d’adaptation des dépôts, etc.). La mise en service commerciale est annoncée pour fin 2025. ⁴ La presse salue « une étape historique pour la mobilité propre ».

La chronologie réelle :

• 2021 : commande signée, mise en service promise pour 2023–2025
• 2024 : livraison repoussée à fin 2026 ; en Allemagne, les 14 Coradia iLint déployés en Basse-Saxe sont rappelés pour fiabilisation, remplacés temporairement par des trains diesel
• 2025 : nouveau report à 2027 ; les régions posent des questions sans réponse sur la durée de vie des piles à combustible ⁵
• Novembre 2025 : Alstom ferme sa filiale Alstom Hydrogène, faute de financement public (arrêt des PIIEC européens). Le PDG Henri Poupart-Lafarge reconnaît que la technologie n’est « pas encore mûre » ⁶
• Décembre 2025 : Alstom suspend tout développement futur, mais maintient les commandes en cours

Ce n’est pas une annulation nette comme NuScale en 2023. C’est quelque chose de plus révélateur : l’impossibilité politique d’arrêter, même quand tout le monde sait. Les 231 millions engagés ne peuvent pas être récupérés. Les présidents de région qui ont signé les contrats en fanfare ne peuvent pas admettre l’erreur. C’est le syndrome du coût irrécupérable (sunk cost fallacy) appliqué à la politique publique et amplifié par la communication médiatique de l’annonce inaugurale. Plus la fanfare est grande au départ, plus le silence est impossible à l’arrivée.

Trois questions que personne ne posait en 2021

D’où vient l’hydrogène ? En 2021, la production d’hydrogène vert en France était quasi inexistante à l’échelle industrielle. Les trains auraient fonctionné à l’hydrogène gris (reformage du gaz naturel), annulant l’essentiel du bénéfice environnemental.

Qui construit l’infrastructure de ravitaillement ? Une station à 700 bars n’est pas une borne de recharge. Elle n’existait pas lors de la commande sur les lignes concernées. Ce sont précisément les défaillances d’approvisionnement par le fournisseur Linde qui ont paralysé la flotte allemande.

Quel est le coût réel sur la durée de vie ? Alstom n’avait pas communiqué de durée de vie garantie pour les piles à combustible lors de la commande, et c’est ce que les régions reprochaient encore fin 2025. Le coût affiché de 14 M€ par rame (rendu comparable à un train diesel après subvention d’État de 47 M€ sur les 231 M€ totaux) ne tient pas compte de ces coûts de maintenance sur 30 ans.

Et l’hydrogène blanc ? La prochaine énergie miracle ?

Depuis quelques années, les annonces se multiplient sur les gisements d’hydrogène naturel, dit « hydrogène blanc ». L’USGS américain estime les réserves théoriques à l’échelle mondiale à environ 1 000 milliards de tonnes, de quoi alimenter l’humanité pendant des millénaires si tout était exploitable. ⁷

En France, des chercheurs du CNRS et de l’Université de Lorraine (projet REGALOR, à Folschviller en Moselle) ont identifié un gisement potentiel estimé à 34–46 millions de tonnes, soit plus de la moitié de la production mondiale annuelle d’hydrogène. En janvier 2026, les forages se poursuivent à 4 000 m de profondeur. ⁸

C’est scientifiquement sérieux, et potentiellement très significatif. Mais trois mises en garde s’imposent immédiatement.

Premièrement, les réserves récupérables sont une fraction inconnue des réserves géologiques totales. L’hydrogène, en tant que plus petite molécule de l’univers, migre facilement à travers les roches et s’échappe vers l’atmosphère. Les conditions de piégeage géologique sont encore mal comprises.

Deuxièmement, les techniques d’extraction sont inexistantes à l’échelle industrielle. On ne sait pas encore produire de l’hydrogène blanc comme on pompe du pétrole. Pour l’exploiter, l’hydrogène lorrain est dissous dans de l’eau souterraine à pression élevée, ce qui exige des procédés de séparation spécifiques.

Troisièmement, et c’est la leçon de cet article : les annonces de « ressource colossale » précèdent toujours de plusieurs décennies la réalité industrielle et économique. L’hydrogène blanc mérite d’être exploré sérieusement. Il ne mérite pas d’être présenté comme la solution qui rend inutile la réflexion sur les usages et les rendements.

Le recul des ambitions politiques

Le réel a commencé à se faire entendre dans les couloirs ministériels.

En 2020, la France s’était fixé l’objectif de 6,5 GW d’électrolyseurs installés en 2030 avec un budget de 9 milliards d’euros. En avril 2025, la stratégie nationale révisée ramenait cet objectif à 4,5 GW en 2030 (une réduction d’un tiers). ⁹ Au moment de cette révision, la capacité installée réelle était d’environ 0,3 GW : l’écart avec l’objectif révisé reste un facteur 15.

Au niveau européen, la Cour des comptes européenne a publié en juillet 2024 un rapport qualifiant les objectifs de la Commission d’« irréalistes » et soulignant l’absence d’analyse rigoureuse des conditions réelles. ¹⁰ Le plan REPowerEU visait 10 Mt d’hydrogène produit localement en 2030 et 10 Mt importées, les projections les plus récentes montrent qu’on sera très loin de ce compte.

En revanche, les ambitions sur les usages industriels (chimie, sidérurgie) restent globalement maintenues, précisément parce qu’elles correspondent aux applications où la physique valide l’hydrogène. L’ajustement à la baisse porte sur les applications mobiles, la mobilité légère et les usages diffus.

C’est la prise de conscience lente et coûteuse que les quatre questions (pour quel usage, à quel prix, dans quel délai, comparé à quoi) auraient dû précéder les annonces de 2020-2021, et non les suivre de cinq ans.

2024-2025 : le grand naufrage industriel

Le recul politique a été accompagné, voire précédé, d’un effondrement industriel d’une ampleur que peu de médias ont résumé en une seule liste. En à peine dix-huit mois, la quasi-totalité des projets phares de mobilité hydrogène ont été annulés, suspendus ou ont abouti à une faillite.

Dans la mobilité et les transports

Airbus avait promis en 2020 un avion à hydrogène pour 2035, le projet ZEROe. En juin 2025, l’avionneur a officiellement fait machine arrière : le vol du démonstrateur a été arrêté et le budget du programme amputé de 25 %. La perspective d’un avion à hydrogène est désormais repoussée au-delà de 2050 ¹¹.

Renault avait créé une filiale dédiée, Hyvia, pour ses utilitaires à hydrogène. Elle a fait faillite en février 2025. En audition à l’Assemblée nationale, Luca de Meo a expliqué cette issue par « l’absence totale de marché », qui obligeait l’entreprise à vendre ses véhicules à perte ¹².

Stellantis, pionnier des utilitaires légers à hydrogène, a mis fin à son programme en juillet 2025, invoquant « les investissements colossaux requis et la disponibilité trop limitée des infrastructures de ravitaillement » ¹³.

Safra, l’unique constructeur français de bus à hydrogène, a été placé en redressement judiciaire en février 2025, avant d’être racheté par le groupe chinois Wanrun ¹⁴.

Les trains en Allemagne illustrent deux histoires différentes. Les trains Alstom iLint de Basse-Saxe, déployés dès 2018, ont fait face à des problèmes techniques persistants et à des défaillances d’approvisionnement en hydrogène par le fournisseur Linde — nous les avons évoqués plus haut. Du côté de Siemens, les trains Mireo Plus H ont connu une immobilisation technique quinze jours après leur lancement en janvier 2025, mais l’incident semble avoir été résolu : depuis décembre 2024, la ligne régionale RB27 dans le district de Barnim circule, et après six mois d’exploitation l’opérateur Niederbarnimer Eisenbahn a jugé les performances « convaincantes » ¹⁵. Ce cas reste l’un des rares à tenir ses promesses, sur une ligne non électrifiable, avec de l’hydrogène produit localement.

Produire de l’hydrogène. À Saint‑Nazaire, Lhyfe a lancé en 2022 Sealhyfe, le premier prototype au monde de production d’hydrogène vert en mer. Une petite plateforme flottante, reliée à une éolienne offshore, y a produit environ 400 kg d’hydrogène par jour pendant plusieurs mois, prouvant qu’un électrolyseur peut tenir et fonctionner en pleine mer. Mais Sealhyfe n’est pas une usine : ramenée à quai depuis 2023‑2024, elle sert aujourd’hui de banc d’essai pour préparer le projet HOPE (Hydrogen Offshore Producing at Sea), qui vise une échelle plus industrielle de 4 tonnes d’hydrogène par jour en mer ¹⁶. On reste très loin d’une vraie transition du transport routier : l’ambition est technologique, pas encore systémique. Quatre tonnes d’hydrogène vert par jour, c’est l’équivalent de quelques centaines de bus ou quelques dizaines de camions lourds, ce qui reste très faible à l’aune des besoins du transport routier et ressemble surtout à l’échelle d’un grand démonstrateur industriel, pas à une vraie solution de masse.

Dans la production d’équipements

Elogen, fabricant français d’électrolyseurs, a suspendu début 2025 la construction de sa gigafactory prévue à Vendôme, pour difficultés financières et absence de commandes. En 2025, le site se déconstruisait ¹⁷.

McPhy, autre producteur français d’électrolyseurs qui devait massifier la fabrication près de Belfort, a fait faillite en juillet 2025 et a été partiellement racheté par son concurrent belge John Cockerill ¹⁸.

ArcelorMittal a mis en pause son projet d’usine d’acier à hydrogène à Dunkerque en novembre 2024, avant d’y renoncer définitivement. La direction a déclaré qu’il n’existait « pas de modèle économique pour dire que la solution est viable » ¹⁹.

Sur les appels à projets européens pour la production d’hydrogène bas carbone, les résultats publiés fin 2024 montrent que sur les projets présélectionnés, une partie significative ont retiré leur candidature avant même la phase d’attribution ²⁰.

Dans les collectivités locales

Montpellier avait envisagé des bus à hydrogène : la ville y a renoncé dès 2022 au profit de bus électriques, considérant le rapport coût-bénéfice défavorable ²¹. Dijon a abandonné l’hydrogène pour ses bus après la défaillance de son électrolyseur McPhy, tout en maintenant une expérimentation sur les bennes à ordures (en projet) ²². La région Auvergne-Rhône-Alpes a discrètement renoncé à la liaison Lyon-Trévoux avec des bus à hydrogène en juin 2024, au profit de bus électriques ²³. L’Île-de-France, enfin, reste officiellement active sur le sujet (taxis, quelques bus en expérimentation) mais à une échelle désormais marginale : deux bus à hydrogène sont prévus dans le plan de décarbonation, contre 2 704 au biométhane ²⁴.

Ce tableau ne dit pas que l’hydrogène est mort. Il dit que la version universelle de l’hydrogène (celle des plans stratégiques de 2020-2021) est enterrée. Ce qui subsiste est beaucoup plus étroit, et beaucoup plus honnête vis-à-vis de ce que la physique autorise.

L’hydrogène a-t-il des usages légitimes ?

Oui, et il est important de ne pas jeter le vecteur avec l’idéologie. Mais pour comprendre où l’hydrogène reste légitime, il faut d’abord mesurer l’ampleur du marché existant, et ce qu’il implique.

En 2024, la production mondiale d’hydrogène a atteint environ 100 millions de tonnes, dont 99 % provenaient de ressources fossiles (principalement du gaz naturel par reformage). Ce marché industriel existant est responsable d’environ 2 % des émissions mondiales de CO₂. L’enjeu prioritaire n’est donc pas de créer de nouveaux usages, mais de remplacer cet hydrogène fossile par de l’hydrogène bas carbone ²⁵.

Cet hydrogène “gris” est aujourd’hui utilisé pour deux applications principales :

• Le raffinage (~50 %) : pour retirer le soufre des carburants fossiles.
• La production d’ammoniac (~33 %) : indispensable à la fabrication d’engrais azotés (procédé Haber-Bosch).

L’ampleur du défi mérite d’être posée en chiffres. Selon le Global Hydrogen Review 2025 de l’AIE, remplacer la production actuelle d’hydrogène fossile par de l’électrolyse exigerait entre 880 et 1 130 GW de capacité d’électrolyse installée à l’échelle mondiale ²⁵. Avec un facteur de charge de 50 % (4 380 heures par an) et une consommation moyenne de 50 kWh par kilogramme d’hydrogène produit, cela représente une consommation électrique annuelle de 3 850 à 4 950 TWh. La consommation électrique totale de l’Union européenne est d’environ 2 800 TWh par an (Eurostat 2025). Autrement dit, décarboner l’intégralité de l’hydrogène industriel mondial exigerait entre 1,4 et 1,8 fois la totalité de l’électricité produite chaque année par l’UE, rien que pour remplacer les usages existants, sans créer le moindre usage nouveau. Certes cela permettrait de réduire les émissions carbone de ce secteur, mais de seulement… 2% du volume mondial.

Ce chiffre remet en perspective l’ensemble des ambitions de mobilité hydrogène des années 2020-2021.

Certaines entreprises ont tiré les leçons de l’échec de la mobilité et se concentrent sur ces besoins industriels réels. La société française Genvia (créée en 2021 par le CEA et SLB) a délibérément écarté la mobilité dès sa création pour cibler la grosse industrie : elle développe de nouvelles générations d’électrolyseurs à haute température, avec une gigafactory en projet à Béziers, et teste ses équipements chez le cimentier Vicat, l’aciériste ArcelorMittal, des raffineurs et des producteurs d’ammoniac ²⁶.

L’hydrogène reste donc indispensable dans les applications où il est un réactif chimique, pas un vecteur reconverti en électricité :

• Synthèse de l’ammoniac (engrais agricoles) et chimie lourde (méthanol, résines, plastiques)
• Raffinage et désulfuration des carburants
• Réduction du minerai de fer pour l’acier « vert », une des rares voies sérieuses pour décarboner la sidérurgie
• À terme, certains transports lourds longue distance (camions, fret maritime)

Dans ces usages, le rendement de la chaîne de conversion n’est pas le critère pertinent. Ce qui compte, c’est remplacer l’hydrogène gris par de l’hydrogène vert. L’enjeu quantifiable est réel : la France consomme environ 400 000 tonnes/an d’hydrogène industriel, presque entièrement « gris ». Le décarboner est une priorité légitime. C’est aussi beaucoup plus modeste que la promesse du vecteur universel défendue par ses partisans.

Le cas de l’aviation : quand la physique fait les calculs à notre place

L’aviation est souvent citée comme l’un des usages légitimes de l’hydrogène, faute d’alternative crédible pour le long-courrier. C’est exact, mais les ordres de grandeur méritent d’être posés clairement.

La France consomme environ 7,5 millions de tonnes de kérosène par an (données DGAC). Pour produire l’équivalent énergétique en hydrogène liquide, il faut environ 22 millions de tonnes d’H₂ (le kérosène a une densité énergétique volumique supérieure, mais si l’hydrogène a un meilleur pouvoir calorifique massique, le bilan selon la filière retenue est donc défavorable à l’hydrogène en pratique).

Produire 22 Mt d’H₂ par électrolyse exige, avec une consommation de 50 kWh/kg, environ 1 100 TWh d’électricité. C’est deux fois la production électrique totale de la France (environ 500 TWh/an en 2024), et les deux tiers de l’énergie consommée en France, toutes sources confondues.

En éolien offshore (facteur de charge 40 %, turbines de 10 MW) : il faudrait environ 31 000 éoliennes offshore (soit environ dix fois le parc offshore français actuel et prévu) rien que pour le kérosène de l’aviation française. Sans compter les autres usages énergétiques.

Ce calcul ne dit pas que l’hydrogène dans l’aviation est impossible. Il dit qu’il ne sera pas disponible à grande échelle avant plusieurs décennies, et qu’il ne sera jamais gratuit. L’aviation décarbonée reste un horizon légitime ; ce n’est pas une solution à portée de main des années 2030 ni 2040.

La vraie question

La question n’est pas : « La pile à combustible est-elle une bonne technologie ? » Elle est : « Pour quel usage, à quel prix, dans quel délai, comparé à quoi ? »

Ces quatre questions auraient dû précéder les commandes de 2021. Elles précèdent rarement les annonces de ce type, parce qu’une annonce est un acte politique avant d’être un acte technique. Elle crée de l’emploi visible (théorique), envoie un signal aux électeurs (avant un mandat), positionne la région comme « pionnière » (tant que le projet ne se concrétise pas).

Jules Verne n’avait pas tort sur l’hydrogène. Il avait tort sur le calendrier, sur le coût, sur la disponibilité de l’infrastructure, et sur les usages prioritaires. Comme tous les prophètes de l’énergie miracle avant lui.

Le charbon a tenu ses promesses. Il a aussi empoisonné l’atmosphère pendant deux siècles. Le pétrole a tenu ses promesses, et nous sommes aujourd’hui à 1,5°C de réchauffement. L’atome a tenu (une partie de) ses promesses, mais à un coût que Strauss n’avait pas prévu. Le gaz a changé de statut deux fois en trente ans.

L’hydrogène tiendra probablement ses promesses dans l’acier, dans la chimie, peut-être un jour dans l’aviation. Pas dans les trains régionaux commandés en fanfare en 2021, pas dans les voitures particulières, pas dans les chaudières domestiques.

Et peut-être, un jour, l’hydrogène blanc de Lorraine viendra changer quelque chose à cette équation. Mais ce jour-là, comme toujours, c’est la physique qui fixera les termes du contrat. Pas les communiqués de presse.

Distinguer l’un de l’autre : c’est exactement ce à quoi sert la physique.

Sources et références