Solidmar, 24/1/2026
Présenté comme un pilier de la transition énergétique et un moteur de croissance future, l’hydrogène vert est devenu l’un des nouveaux axes stratégiques du Maroc. À coups d’annonces spectaculaires et de promesses d’investissements colossaux, Rabat met en avant son potentiel solaire et éolien pour se positionner comme fournisseur d’énergie « propre » à destination de l’Europe. Mais derrière ce discours vertueux se cache une réalité beaucoup moins reluisante : une part centrale de ces projets est prévue au Sahara occidental occupé, territoire non autonome selon l’ONU, dont le peuple n’a jamais été consulté.
L’argument
écologique sert ici de nouvel habillage à une dynamique de prédation et de
normalisation de l’occupation. Le Sahara occidental offre au Maroc ce que
recherchent les industriels de l’hydrogène vert : de vastes espaces, des vents
puissants, un fort ensoleillement et un accès maritime stratégique vers
l’Europe. Autant d’atouts mobilisés pour attirer des investisseurs, au prix
d’un effacement total de la question sahraouie dans les récits officiels sur la
transition énergétique.
Cette fuite
en avant s’opère pourtant dans un contexte africain marqué par les limites
structurelles du secteur de l’hydrogène vert. Malgré des centaines de milliards
de dollars annoncés à l’échelle du continent, la majorité des projets restent à
l’état de vitrines politiques : absence de marchés garantis, coûts exorbitants
des infrastructures, pénurie d’eau, dépendance technologique vis-à-vis des pays
du Nord. Loin d’une solution miracle, l’hydrogène vert risque de devenir un nouvel
outil d’extractivisme vert, orienté vers l’exportation plutôt que vers les
besoins énergétiques des populations locales.
Dans le cas
du Sahara occidental, ces projets posent une question fondamentale : peut-on
parler de transition énergétique juste sur un territoire occupé ? En l’absence
de consentement du peuple sahraoui, l’hydrogène vert apparaît moins comme une
promesse d’avenir que comme un nouvel instrument de dépossession, repeint aux
couleurs du climat et de la « croissance verte ». Une transition qui, une fois
encore, se construit sans — et contre — les premiers concernés.
Hydrogène Vert : Fiche Technique
1.
Définition & Classification
L'hydrogène
est classé par couleurs selon son procédé de production et son bilan
carbone. Ces catégories sont distinctes et parallèles.
Définition
précise de l'Hydrogène Vert :
Hydrogène produit par électrolyse de l'eau (séparation de H₂O en H₂ et
O₂) en utilisant exclusivement de l'électricité d'origine renouvelable
(solaire, éolienne, hydraulique, géothermie). C'est la seule catégorie à
garantir une absence d'émissions de CO₂ liées à la production.
2.
Caractéristiques Techniques
- Procédé : Électrolyse de
l'eau (technologies : Alcaline, PEM, SOEC).
- Énergie source : Électricité 100 %
renouvelable certifiée.
- Émissions CO₂ : Nulles lors
de la production (cycle de vie complet quasi-nul si chaîne logistique
décarbonée).
- Pouvoir calorifique : 33,3 kWh/kg (PCI)
– Densité énergétique massique élevée.
- Formes : Gazeux (comprimé à
350-700 bar), liquéfié (-253°C), ou vecteur chimique (ammoniac, LOHC).
- Applications
principales
:
- Industrie lourde : Substitut au H₂
gris dans la raffinerie, production d'ammoniac, sidérurgie (réduction
directe du fer).
- Mobilité : Piles à
combustible pour transport lourd (camions, trains, maritime).
- Stockage d'énergie : Valorisation des
surplus d'électricité renouvelable.
- Injection dans
réseaux
: Mélange dans les réseaux de gaz naturel (Power-to-Gas).
3.
Production Mondiale & Répartition (2023–2024)
- Capacité
d'électrolyseurs installée : ~1,5 GW fin 2023.
- Volume de H₂ vert
produit
: Environ 180 000 tonnes/an.
- Part dans la
production totale d'hydrogène : < 1% (la production mondiale est
encore dominée à >95% par l'hydrogène gris).
- Répartition
géographique des projets majeurs :
- Europe : Leader en projets
annoncés (Allemagne, Espagne, Pays-Bas, France). Objectif UE : 10 Mt/an
d'ici 2030.
- Chine : Plus grand
producteur actuel (capacité >300 MW), moteur de la baisse des coûts
des électrolyseurs.
- États-Unis : Croissance
accélérée via l'Inflation Reduction Act (subventions jusqu'à 3 $/kg).
- Moyen-Orient : Projets
"gigafuel" pour l'export (ex. NEOM en Arabie Saoudite : 4 GW).
- Australie &
Amérique du Sud
(Chili, Brésil) : Focus sur l'export via un fort potentiel en énergies
renouvelables à bas coût.
4. Défis
Clés
- Coût de production : Actuellement 3 à 7
$/kg. L'objectif est de descendre sous 2 $/kg d'ici 2030 grâce aux
économies d'échelle et à la baisse du coût des renouvelables.
- Infrastructures : Nécessité de
développer des réseaux de transport (gazoducs adaptés, navires) et de
stockage.
- Efficacité globale : Pertes
énergétiques importantes (électrolyse ~70-80% efficacité, +
liquéfaction/transport).
- Eau : Besoin d'eau
ultra-pure (~9 litres par kg de H₂) – enjeu dans les zones arides.
- Certification : Mise en place de
systèmes de garanties d'origine pour tracer l'électricité renouvelable.
5.
Perspectives (Scénarios AIE & Hydrogen Council)
- 2030 : Objectif de 50-100
GW de capacité d'électrolyseurs pour une production de ~10 millions de
tonnes/an (soit ~10% du marché total de l'H₂).
- 2050 (Neutralité
Carbone)
: L'hydrogène vert deviendrait la forme dominante, avec une production
potentielle de 500 à 800 millions de tonnes/an, essentielle pour
décarboner l'industrie et les transports.
Sources : Agence Internationale de l'Énergie (AIE) - Rapport sur l'Hydrogène 2023, Hydrogen Council, Commission Européenne, BloombergNEF.
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