Hydrogène bas carbone chez BP : un modèle économique fissuré par Teesside
Le retrait de BP de son hydrogène bas-carbone à Teesside n’est pas un simple ajustement de portefeuille. L’arrêt du projet « H2Teesside » d’hydrogène bleu de 1,2 GW, annoncé fin 2023 dans le cadre de la revue de portefeuille de BP au Royaume-Uni (déclaration BP Q4 2023), signale que le pari sur l’hydrogène carbone dit « bleu » comme marché de destination reste bancal sans soutien public massif et contrats d’enlèvement fermes. Dans une filière hydrogène en quête de crédibilité, ce recul pèse bien au-delà du seul Royaume-Uni et nourrit le débat sur la viabilité de l’hydrogène bas carbone dans la transition énergétique.
Le projet Teesside devait combiner production d’hydrogène à partir de gaz naturel et captage carbone avec stockage géologique à proximité des installations industrielles existantes. Sur le papier, l’hydrogène capté via ces technologies hydrogène bas carbone devait alimenter la mobilité hydrogène lourde, l’industrie locale et une partie du réseau gaz, avec une promesse de millions de tonnes de CO₂ évitées sur la durée de vie du projet. Dans la réalité, l’absence de prix stable pour le carbone au Royaume-Uni et de visibilité sur la demande d’énergie hydrogène a rendu l’équation de rentabilité intenable pour la société BP, malgré les mécanismes de soutien envisagés par le gouvernement britannique (business model CCUS britannique et contrats CfD en discussion).
Le signal est clair pour les autres projets d’hydrogène bas-carbone BP en Europe et en Amérique du Nord. Après la suspension du projet de captage carbone d’Indiana, annoncée en 2022 dans le cadre de la réévaluation des projets CCUS américains, la major montre que sans valorisation robuste du carbone capté, les projets de production hydrogène bleue restent des options, pas des décisions d’investissement finales. Le business case ne tient que si le CO₂ devient un actif monétisable, pas un simple déchet compressé dans un réservoir, avec des revenus identifiés sur la durée des contrats d’enlèvement.
Dans ce contexte, la transition énergétique pilotée par les grandes énergies société comme BP, Shell ou Equinor se heurte à un mur de réalité économique. Les projets d’hydrogène carbone reposant sur le gaz naturel et le captage carbone ne peuvent pas concurrencer durablement les énergies fossiles classiques sans mécanismes de soutien ciblés. Le marché ne paie pas encore la décarbonation à son vrai coût, et les FID se dérobent dès que le prix du carbone devient trop volatil ou que les subventions sont perçues comme réversibles.
Le cas Teesside illustre aussi la fragilité des chaînes de valeur hydrogène quand elles sont pensées comme des projets isolés. Les Teesside installations de BP devaient s’appuyer sur une poignée de clients industriels et sur une hypothétique montée en puissance de la mobilité hydrogène dans la région. Sans écosystème complet de filière hydrogène, incluant stockage, logistique et usages multiples, la production reste un pari spéculatif sur la demande future, avec un risque élevé de sous-utilisation des capacités installées.
Pour les ingénieurs transition et stratégie bas carbone, la leçon est brutale mais utile. Un projet d’hydrogène bas-carbone BP ne peut plus être conçu comme un actif autonome, mais comme un maillon d’un cluster industriel où le carbone capté, l’énergie hydrogène et les flux de gaz naturel sont optimisés ensemble. Sans cette approche système, la transition énergétique reste un slogan, pas un modèle d’affaires bancable, et les taux de rentabilité interne (IRR) restent en deçà des seuils exigés pour des décisions d’investissement finales.
Pourquoi la France structure ses hubs avant ses électrolyseurs et ses reformeurs
À l’opposé de Teesside, la France hydrogène avance par hubs industriels avant de multiplier les projets d’hydrogène bas carbone. Le plan national de captage carbone et de stockage s’articule autour de Dunkerque, du Havre et de Fos, où la densité d’industries lourdes crée une demande immédiate pour la décarbonation. Ici, la transition énergétique se construit d’abord sur le besoin de réduire les émissions, ensuite sur l’offre d’énergie hydrogène ou d’hydrogène carbone, avec une logique de planification territoriale et de mutualisation des infrastructures.
Les clusters français misent sur des volumes de CO₂ captés de plusieurs millions de tonnes par an, avec des contrats potentiels sur l’acier, le ciment et la chimie. Dans ces hubs, le captage carbone devient un service industriel, et non un coût isolé porté par un seul projet d’hydrogène bas-carbone BP ou par une seule société. Le carbone royaume de la fiscalité et des quotas européens donne un signal prix plus lisible que celui observé au Royaume-Uni, avec un EU ETS qui a dépassé ponctuellement 90 €/t en 2022 (données marché carbone européen 2022) et qui structure les business plans.
Les opérateurs comme Technip Energies, Air Liquide ou TotalEnergies positionnent leurs technologies hydrogène et leurs solutions de captage carbone au cœur de ces écosystèmes. Technip et Technip Energies ne vendent plus seulement des unités de production hydrogène, mais des architectures complètes intégrant gaz naturel, hydrogène capté, stockage géologique et interconnexions électriques. Le projet n’est plus une usine, c’est un nœud d’infrastructures partagées, pensé pour accueillir à la fois hydrogène bleu, hydrogène vert et flux de CO₂ issus de plusieurs sites industriels.
Dans ce schéma, l’hydrogène bas-carbone BP aurait eu plus de chances s’il avait été arrimé à un hub multi-industriel plutôt qu’à un site quasi monoclient. Les projets français de filière hydrogène s’inscrivent dans une logique de mutualisation des risques, où plusieurs émetteurs de carbone et plusieurs consommateurs d’énergie hydrogène cofinancent les infrastructures. C’est une différence de conception, pas seulement de subventions, qui modifie profondément le profil de risque des projets et la probabilité d’atteindre une décision d’investissement finale.
Les autorités françaises, via la CRE et les dispositifs de soutien, cherchent à sécuriser des contrats long terme pour la production hydrogène et pour le transport de CO₂. Cette approche réduit l’incertitude sur les flux de trésorerie, ce qui améliore mécaniquement l’IRR des projets de décarbonation et d’hydrogène carbone. Le contre-exemple britannique montre qu’un projet Teesside sans offtake garanti reste vulnérable à la moindre inflexion politique, qu’il s’agisse de la trajectoire de prix du carbone ou de la priorité donnée aux différentes technologies bas carbone.
Pour les opérateurs raffinage et chimie, l’enjeu est de s’inscrire dans ces hubs plutôt que de lancer des projets isolés d’hydrogène bas carbone. Les analyses de cabinets comme Wood Mackenzie ou Rystad convergent : les hubs CCUS français changent la donne pour les décisions d’investissement midstream et pour la planification des arrêts d’unités. Sur ce point, l’analyse détaillée des hubs CCUS français et de la stratégie Dunkerque Le Havre Fos devient un outil de travail, pas une simple lecture de veille, pour dimensionner les capacités de captage et de transport de CO₂.
Hydrogène bleu, hydrogène vert : un pont utile ou une impasse coûteuse ?
Les défenseurs de l’hydrogène bas-carbone BP avancent un argument récurrent : l’hydrogène bleu serait un pont vers l’hydrogène vert. Sur le plan industriel, la logique se tient, car les mêmes réseaux de gaz, les mêmes cavités salines et une partie des mêmes technologies hydrogène peuvent servir aux deux. Sur le plan financier, ce pont ressemble pourtant souvent à une passerelle sans rive d’arrivée clairement financée, surtout lorsque les CAPEX unitaires de l’hydrogène bleu restent élevés et que les coûts de captage carbone ne sont pas couverts par un prix du CO₂ prévisible.
Le précédent Tangguh UCC en Indonésie, avec plus de 7 milliards de dollars engagés pour un projet CCUS couplé à de l’EGR (chiffres communiqués par BP et partenaires), montre qu’un modèle peut fonctionner quand le CO₂ capté améliore la récupération d’hydrocarbures. Dans ce cas, le captage carbone est rémunéré par la valeur additionnelle du gaz produit, ce qui change complètement la dynamique par rapport à un hydrogène bas carbone destiné à la seule mobilité hydrogène. Là où l’EGR paie la facture, la décarbonation devient un co-produit rentable, pas un centre de coûts, et les taux de retour sur investissement peuvent rester compétitifs face aux projets fossiles classiques.
En Europe, la situation est différente, car les gisements matures adaptés à l’EOR ou à l’EGR sont moins centraux dans la stratégie de transition énergétique. Les projets d’hydrogène bas-carbone BP à Teesside ou ailleurs en Europe doivent donc trouver leur revenu dans la vente d’énergie hydrogène et dans la valorisation réglementaire du CO₂ évité. Sans prix du carbone suffisamment élevé et stable, l’hydrogène carbone reste structurellement désavantagé face aux énergies fossiles classiques, et les modèles économiques reposent trop souvent sur des hypothèses optimistes de subventions.
Les acteurs comme Advanced Ionics, focalisés sur l’hydrogène vert à haute efficacité, profitent de cette asymétrie. Chaque recul d’un projet d’hydrogène bas carbone renforce l’argument selon lequel il vaut mieux investir directement dans des électrolyseurs alimentés par des énergies renouvelables ou par l’éolien offshore. La montée en puissance de l’offshore français, analysée dans la nouvelle géographie énergétique en mer, redessine d’ailleurs les cartes pour la France hydrogène et pour l’Europe, en offrant une électricité décarbonée potentiellement compétitive pour l’électrolyse.
Dans ce contexte, les projets d’hydrogène bas-carbone BP ne sont viables que si le CO₂ capté trouve un débouché industriel rémunérateur, par exemple dans la chimie ou les matériaux. Sans cette valorisation, la production hydrogène bleue devient un pari sur des subventions futures, ce qui n’est pas une base solide pour des décisions d’investissement de plusieurs milliards. Les dirigeants qui pilotent des budgets CAPEX le savent : pas de contrat, pas de FID, surtout lorsque les horizons de retour dépassent 15 ou 20 ans.
La question n’est donc pas de savoir si l’hydrogène bleu est « bon » ou « mauvais » pour la transition énergétique. La vraie question est de savoir dans quelles régions, avec quels prix du carbone et quelles infrastructures, cet hydrogène bas carbone peut réellement concurrencer le gaz naturel et les énergies fossiles. Sans réponse chiffrée, le pont vers l’hydrogène vert reste un slogan de conférence, pas une trajectoire industrielle, et les arbitrages d’investissement continueront de privilégier les projets les plus robustes économiquement.
Pour les opérateurs français engagés dans la filière hydrogène, la priorité devrait être de coupler les projets d’électrolyse aux nouveaux gisements d’énergies renouvelables en mer. L’analyse détaillée de la nouvelle géographie énergétique offshore française montre comment ces ressources peuvent sécuriser une énergie électrique compétitive pour l’hydrogène vert. C’est là que se joue la vraie bascule, loin des communiqués sur l’hydrogène bas-carbone BP, avec des trajectoires de coûts qui peuvent rendre l’hydrogène renouvelable plus attractif que l’hydrogène bleu à horizon 2030.
De Teesside aux entrepôts : implications opérationnelles pour la chaîne gaz et pétrole
L’arrêt du projet Teesside d’hydrogène bas-carbone BP envoie aussi un message opérationnel aux acteurs du gaz et du pétrole. Les infrastructures midstream et logistiques doivent être pensées pour des scénarios de demande hydrogène plus incertains que prévu. Autrement dit, il faut des actifs réversibles, pas des cathédrales dédiées à un seul vecteur énergie, afin de limiter le risque de stranded assets en cas de changement de politique publique ou de rupture technologique.
Pour les terminaux gaziers, les stockages souterrains et les réseaux, la flexibilité devient un KPI aussi critique que la capacité brute. Les opérateurs qui conçoivent aujourd’hui des installations pour le gaz naturel doivent intégrer la possibilité de basculer vers des mélanges hydrogène gaz ou vers du CO₂ en retour. La transition énergétique ne se jouera pas seulement dans les usines d’hydrogène bas carbone, mais dans la manière dont toute la chaîne gazière absorbe ces nouveaux flux, en termes de sécurité, de régulation et de modèles tarifaires.
Les enjeux de stockage physique ne sont pas théoriques, ils conditionnent la rentabilité des projets d’hydrogène bas-carbone BP et des autres énergies. Une logistique mal dimensionnée peut transformer un bon business plan en gouffre financier, surtout quand la production hydrogène est intermittente ou dépendante de signaux prix volatils. Sur ce point, les opérateurs ont intérêt à travailler finement leur stratégie d’optimisation des capacités, comme le montre l’analyse dédiée à l’optimisation du stockage en entrepôt pour l’industrie pétrolière et gazière, qui insiste sur la modularité et la gestion dynamique des stocks.
Les régions comme le nord de l’Angleterre, la région de Teesside ou certaines zones industrielles en France illustrent bien ces tensions. On y voit coexister des projets d’hydrogène bas carbone, des infrastructures de gaz naturel vieillissantes et des ambitions de décarbonation accélérée. Sans plan de développement coordonné, chaque projet devient un risque de stranded asset supplémentaire, et la crédibilité des trajectoires net zéro peut être remise en cause.
Pour les sociétés intégrées, la réponse passe par une vision portefeuille qui arbitre entre hydrogène bas-carbone BP, hydrogène vert, gaz naturel et solutions de captage carbone. Les arbitrages ne se font plus seulement entre upstream et downstream, mais entre différentes trajectoires de décarbonation, chacune avec ses risques réglementaires et technologiques. C’est là que les analyses de Rystad ou Wood Mackenzie prennent tout leur sens pour éclairer les décisions, en comparant les profils de risque-rendement des différentes options bas carbone.
Les décideurs doivent enfin accepter une réalité simple : la transition énergétique ne sauvera pas tous les actifs existants. Certains projets d’hydrogène bas carbone, certaines installations de gaz et certaines infrastructures électriques devront être amortis plus vite ou reconvertis. Ce qui comptera, ce ne sera pas le communiqué SBTi, mais le facteur d’émission réel au puits, mesuré et audité, et la capacité à démontrer une réduction effective des émissions de CO₂ sur l’ensemble de la chaîne de valeur.
Chiffres clés pour l’hydrogène bas carbone et la décarbonation
- Selon le Hydrogen Council, 434 projets d’hydrogène dits « propres » avaient atteint ou approché la décision d’investissement fin 2022, pour un cumul d’environ 75 milliards de dollars engagés (Hydrogen Insights 2023), ce qui montre une dynamique forte mais encore concentrée sur quelques régions et sur des segments spécifiques de la filière hydrogène.
- Les hubs français de captage et stockage de CO₂ visent des capacités de plusieurs millions de tonnes par an chacun, ce qui place la France parmi les premiers pays européens en termes de volumes de décarbonation industrielle planifiés et de projets CCUS intégrés à des clusters industriels (annonces gouvernementales 2022-2023).
- Les investissements annoncés dans l’hydrogène vert, comme les 47 millions d’euros levés par Hy2gen pour ses projets en 2022 (tour de financement communiqué par l’entreprise), restent modestes par rapport aux CAPEX requis pour des complexes d’hydrogène bas carbone de type Teesside, souvent chiffrés en milliards de dollars ou d’euros pour atteindre l’échelle industrielle.
- Les projets CCUS de type EGR ou EOR, à l’image de Tangguh UCC avec plus de 7 milliards de dollars de CAPEX, illustrent que la valorisation du CO₂ par la production additionnelle de gaz peut justifier des investissements bien supérieurs à ceux des projets d’hydrogène bas carbone sans débouché industriel clair, en améliorant significativement les indicateurs économiques.
