Le rapport révèle que six pays africains abritent des sites de production, qui ne peuvent être compétitifs pour les exportations vers le Vieux Continent que si les pays européens signent des accords d’achat fermes de l’hydrogène à des prix fixes et offrent aux investisseurs des garanties contre les risques de défaut de paiement.
Le coût de l’hydrogène vert produit en Afrique et destiné à l’export vers l’Union européenne (UE) risque d’être beaucoup plus élevé qu’on ne le pensait, souligne un rapport publié le lundi 2 juin 2025 par des chercheurs de l’Université technique de Munich, l’Université d’Oxford et l’Ecole polytechnique fédérale de Zurich.
Intitulé « Mapping the cost competitiveness of African green hydrogen imports to Europe », le rapport précise que les gouvernements de nombreux pays européens fondent de grands espoirs sur l’hydrogène vert bon marché en provenance d’Afrique pour décarboner les secteurs à fortes émissions tels que la sidérurgie, l’industrie chimique et les transports. L’UE, qui ambitionne d’importer jusqu’à 10 mégatonnes de ce carburant propre, a déjà signé des accords bilatéraux avec plusieurs pays du continent, dont la Namibie, l’Egypte et la Mauritanie, pour installer des sites de production destinés à l’export.
Les premiers projets sont actuellement en cours de planification, même si la plupart des usines en sont encore au stade de développement du concept.
En analysant ces projets, les auteurs du rapport ont constaté que les estimations de coûts étaient souvent très imprécises, car les modèles conventionnels pour les usines d’hydrogène vert utilisent des coûts de financement uniformes alors que l’environnement d’investissement est différent dans chaque pays et présente des risques particulièrement élevés dans de nombreux pays africains.
Pour éviter ces biais méthodologiques, les chercheurs ont développé une nouvelle méthode de calcul des coûts de financement des usines de production d’hydrogène vert, c’est-à-dire les coûts supportés par les exploitants des usines pour lever des capitaux pour leurs investissements. Cette méthode tient compte de l’environnement des taux d’intérêt ainsi que des conditions spécifiques à la production d’hydrogène dans 31 pays africains, telles que les options de transport et de stockage, ainsi que le degré de sécurité juridique et de stabilité politique.
Les modèles géospatiaux de coûts nivelés de l’hydrogène (LCOH, Levelized cost of hydrogen) partent du principe que les usines de production seront opérationnelles d’ici 2030 et que l’hydrogène vert sera converti en ammoniac et expédié vers le port de Rotterdam. Ils se basent sur quatre scénarios dans lesquels les taux d’intérêt généraux sont soit élevés, soit bas, et dans lesquels soit les exploitants des installations assument tous les risques d’investissement, soit les décideurs politiques offrent des garanties de prix et d’achat pour l’hydrogène vert ainsi que d’autres mesures pour dérisquer les projets.
2,1% seulement des sites étudiés seraient compétitifs
Les calculs montrent que, dans le contexte actuel des taux d’intérêt, les exploitants devraient payer au mieux environ 8% d’intérêts sur leur financement, mais peut-être jusqu’à 27%, selon le scénario et le pays. La plupart des modèles existants avaient toutefois supposé une fourchette de 4 à 8%.
Dans un contexte de taux d’intérêt élevés, les coûts les plus bas de l’hydrogène vert produit en Afrique et exporté vers l’Europe serait de 4,9 euros/kg sans interventions politiques européennes (garanties contre les risques de défaut de paiement et accords d’achat fermes à des prix fixes/offtake agreements) et de 3,8 euros/kg lorsque les gouvernements européens dérisquent totalement les projets. Dans un environnement à faible taux d’intérêt, ces coûts descendraient à 4,2 euros/kg sans soutien politique et à 3,2 euros/kg si les gouvernements enlèvent tous les risques.
Même dans des conditions très favorables, les pays africains seraient ainsi confrontés à une concurrence acharnée de la part d’autres régions.
Par exemple, lors d’une enchère de la Banque européenne de l’hydrogène (EHB) pour des subventions destinées à des projets d’hydrogène vert en Europe en 2024, le prix le plus bas d’une offre retenue était inférieur à 3 euros/kg.
Les chercheurs ont par ailleurs appliqué leurs modèles géospatiaux à 10 300 sites dans les pays africains disposant d’un accès à la mer.
En supposant que des garanties de prix et d’achat soient fournies, 214 sites (2,1% du total des sites étudiés) pourraient atteindre un prix de 3 euros/kg dans un contexte de taux d’intérêt élevés et auraient donc le potentiel d’atteindre une compétitivité économique d’ici 2030. Ces sites se trouvent dans six pays du continent : l’Algérie, le Kenya, la Mauritanie, le Maroc, la Namibie et le Soudan. Cependant, l’étude n’a pu prendre en compte que les risques sécuritaires au niveau national.
Etant donné que de nombreux sites par ailleurs optimaux sont situés dans des pays instables, le nombre de sites potentiellement compétitifs pourrait être encore réduit.
Le rapport conclut que les sites de production africains ne peuvent être compétitifs pour les exportations vers le Vieux Continent que si les pays européens garantissent l’achat de certaines quantités d’hydrogène vert à des prix fixes. Des garanties contre le défaut de paiement, telles que celles fournies par la Banque mondiale, seraient également utiles pour sécuriser les projets et entraîner une baisse des coûts à long terme.
agenceecofin
