Observatoire des énergies – Décembre 2025

Enjeux à court terme et à long terme restent étroitement imbriqués ; les tendances lourdes sont à l’œuvre et plusieurs publications prospectives permettent une première décantation ; en même temps, décisions et actions illustrent combien l’énergie est au cœur des tensions internationales, des conflits et des rivalités dans un monde en pleine réorganisation. La plupart des pays s’efforcent d’élaborer une politique énergétique cohérente avec leurs intérêts à long terme et avec les atouts dont ils disposent pour réduire leur exposition au risque énergie, ainsi que pour accentuer le rôle de l’énergie comme levier d’action dans la compétition mondiale. Quelles alliances construire, quelles technologies privilégier, quel sens donner à la transition énergétique ? Autant de questions et, parfois, d’hésitations liées aux incertitudes de l’évolution du monde, ainsi qu’à la difficulté pour les gouvernements d’élaborer une vision à moyen terme et à long terme.

Quelques faits : la poursuite de la guerre entre la Russie et l’Ukraine est marquée par les attaques sur les infrastructures énergétiques, électriques en Ukraine et pétrolières en Russie ; les Etats-Unis mettent de plus en plus en avant leur objectif de maîtriser la politique énergétique dans le monde en fonction, bien entendu, de leurs intérêts ; la COP n’a pas été le moment de progrès majeurs pour la maîtrise du changement climatique, mais au contraire de la mise en évidence des désaccords sur les méthodes et les outils ; le prix du pétrole semble s’établir pour un temps à environ 60 $ le baril avec un impact possible sur l’économie russe et sur les orientations des producteurs du Proche-Orient qui doivent arbitrer entre le prix à la baisse et le maintien d’un niveau de production suffisant pour leur assurer les ressources financières espérées pour leur développement. Et il convient de rappeler les pressions diplomatiques américaines sur l’Union européenne pour qu’elle revoie à la baisse sa politique climatique et ses orientations en matière de développement durable ; et l’UE, également sous la pression interne liée à la réalité de la faible activité économique, repousse certaines échéances et autorise une possible dérogation aux politiques adoptées pour les entreprises de moins de 5000 emplois et non plus de moins de 1000 emplois. Pour mémoire, rappelons la récente négociation commerciale entre les Etats-Unis et l’Union européenne qui a pour conséquence un accroissement massif de la dépendance européenne, mais soulève néanmoins quelques questions : comme on le signalait dans la publication du mois d’août, selon les données disponibles, les exportations énergétiques des Etats-Unis ont été en 2024 d’environ 330 milliards $, dont 80 milliards en direction de l’UE, principalement gaz naturel liquéfié ; l’UE a accepté d’importer pour 750 milliards $ sur 3 ans soit 250 milliards par an ; il en résulte quelques questions de fond : les Etats-Unis qui exportaient donc en dehors de l’UE pour 250 milliards $ en 2024 vont-ils pouvoir augmenter leur production de façon massive pour satisfaire l’ensemble de leurs marchés ? l’OPEP+ et les pays non-OPEP+ vont-ils y voir une opportunité à saisir rapidement ? comment vont réagir les fournisseurs « traditionnels » de l’UE ? comment comprendre l’inclusion du nucléaire dans les décisions des Etats-Unis ?

L’Agence Internationale de l’Energie a publié en novembre le World Energy Outlook 2025 ; elle insiste sur le défi de la sécurité d’approvisionnement dans un monde incertain et où les risques géopolitiques persistent, cependant que la maîtrise du changement climatique manque de dynamisme ; elle présente plusieurs scénarios de satisfaction des besoins croissants en énergie, notamment la poursuite des politiques à l’œuvre, l’enrichissement de ces politiques par le recours à des mesures déjà élaborées mais pas encore adoptées, et un chemin pour supprimer totalement en 2050 les émissions de CO₂ liées à l’énergie. Pour ce faire, le développement technologique est nécessaire, et l’utilisation des technologies doit être cohérent avec les objectifs et les atouts de chaque pays. De multiples trajectoires sont possibles, qui doivent tenir compte des menaces pesant sur l’approvisionnement en énergies primaires et en matériaux : la résilience est clé. Comment maîtriser la demande sans mettre en cause le développement économique et la politique climatique ? diversification géographique et diversification technologique, développement des infrastructures, stockage, politiques portant aussi bien sur la production des énergies finales que sur leur utilisation sont autant de leviers pour l’action. Et cela dans un monde où ont émergé avec force de nouveaux acteurs, Inde, pays d’Asie du Sud-Est, pays du Proche-Orient et du Nord de l’Afrique ; un monde où ces nouveaux acteurs majeurs de la demande peuvent, voire devront, diversifier leur mix énergétique et leur mix électrique. De plus, alors que l’électricité est le vecteur énergétique d’avenir, la sécurité d’approvisionnement nécessite une production pilotable donc un réseau à la bonne dimension et, avant tout, un bon équilibre entre cette production pilotable et la production renouvelable intermittente.

Pétrole, gaz, et fossiles

Pétrole

Le prix du pétrole semble s’établir maintenant dans la zone autour de 60 $ le baril, confirmant les fluctuations anticipées par plusieurs experts. La demande de pétrole reste stable du fait de la situation économique dans le monde et de l’impact de la transition énergétique, malgré la persistance du ralentissement dans plusieurs grands pays d’Asie, dont la Chine où le pic de la demande serait atteint en 2027 ; la demande augmenterait aux Etats-Unis et en Inde mais baisserait en UE. Reste l’impact possible d’un prix bas durable, et demeure le potentiel que constituent les ressources dans plusieurs pays d’Afrique, mais les investisseurs restent réticents. Encore faut-il tenir compte des divergences de vue sur les perspectives entre grands acteurs de la prévision : la demande augmentera-t-elle de 800000 barils/jour ou de 2 millions barils/jour en 2026 ? la production augmentera-t-elle de 2 millions ou de 2,5 millions barils/jour en 2026 ? Beaucoup d’experts s’accordent pour identifier un risque de surproduction, d’autant plus que la Brésil annonce une forte montée de l’exploration offshore et que les Etats-Unis ont commencé à accélérer l’exploration dans le Golfe du Mexique malgré les oppositions et une possible baisse des investissements du fait de la baisse du prix du baril dans le monde. La plupart des experts envisagent un prix soit stable soit en baisse légère, mais certains évoquent un prix nettement inférieur à 60 $ le baril à moins que l’augmentation du volume des stocks notamment en Chine n’amortisse ce qui serait un choc significatif. L’Inde et la Chine seraient les principaux bénéficiaires d’un prix bas. Et les acteurs américains de la production de pétrole non conventionnel sont touchés par cette baisse des prix : baisse des profits, baisse des investissements, diminution des emplois. A noter également une possible mais faible augmentation des coûts de production du fait de la baisse de rendement des gisements en exploitation.

Cette situation engendre des tensions au sein du cartel dont les membres souhaitent préserver leurs parts de marché et hésitent à mettre en exploitation de nouveaux gisements faute de rentabilité. Pour le moment, la gestion de ces contradictions semble fonctionner, mais plusieurs sujets d’intérêt apparaissent : l’évolution de l’Arabie si la baisse des prix a un impact négatif sur les ressources qu’elle entend dégager pour la diversification et le développement de son économie, l’effet du retour des majors en Libye, l’évolution possible des taxes à l’importation négociées entre les Etats-Unis et les BRICS, le positionnement des producteurs non-OPEP+ (Brésil, Canada, Argentine, Guyana).

Gaz

La demande pourrait augmenter de 20% d’ici 2050, tirée en grande partie par la production d’électricité dans des centrales à cycle combiné en Asie et aux Etats-Unis. Les bénéficiaires pourraient être le Qatar, les Emirats et l’Australie.

Plusieurs faits sont à noter : la poursuite d’une augmentation significative de la production du Léviathan pour répondre à la demande de l’Egypte ; l’accord entre les Etats-Unis et la Grèce pour explorer les possibles gisements offshore en mer Ionienne et limiter ainsi les ambitions turques ; la fin annoncée de toute importation de gaz russe en UE en 2027, contre laquelle la Hongrie pourrait faire appel en justice ; la volonté de la Chine de développer sa consommation, en s’approvisionnant peut-être davantage dans le cadre de la BRI ; la volonté du Canada de développer massivement sa production pour sa consommation intérieure, pour les exportations et pour la gestion des tensions avec les Etats-Unis, et son objectif de devenir le deuxième exportateur mondial à l’horizon 2050 ; le nouveau gazoduc entre la Russie et la Chine de 6700 km qui serait largement financé par la Chine dans le cadre des accords signés récemment à Beijing ; le débat non conclu à ce jour au Royaume-Uni sur la reprise des investissements en Mer du Nord en échange d’une baisse des taxes ; le soutien de la Banque mondiale au financement des énergies fossiles (rappelons que les Etats-Unis ont un poids de 16% dans les votes à la Banque).

Aux Etats-Unis, la demande augmente du fait de la demande d’électricité due à la multiplication des centres de calcul et de stockage des données ; les projets d’extraction sont nombreux, mais plusieurs projets en Alaska ont été abandonnés car trop chers. La position majeure des Etats-Unis est confortée malgré les inquiétudes des compagnies gazières dues aux taxes et à la possible opposition du Président à l’utilisation de méthaniers chinois ou fabriqués en Chine. L’exportation dynamise le secteur, que ce soit vers l’Inde ou vers l’UE.

Charbon

Rien de nouveau pour ce qui concerne le charbon : la demande semble relativement stable (+0,5% de 2024 à 2025) susceptible d’entraîner une baisse des prix. La production d’électricité avec des centrales à charbon reste croissante (Inde et Asie du Sud-Est) mais pourrait baisser d’ici 2030 ; malgré les annonces concernant la réduction des émissions de CO₂, de nouvelles mines sont ouvertes ; la Chine entend réduire la production d’électricité dans des centrales à charbon, mais la construction de nouvelles centrales se poursuit. L’Inde, de son côté, va vers une augmentation de l’extraction pour alimenter des centrales électriques, et la demande de l’Indonésie est en augmentation. Selon l’AIE, la consommation de charbon devrait se stabiliser au niveau élevé atteint aujourd’hui du fait de l’augmentation en Asie et aux Etats-Unis, malgré la sortie du charbon de quelques pays comme l’Irlande.

Le captage et le stockage du carbone sont de nouveau évoqués mais les projets au Royaume-Uni sont abandonnés car trop chers, et les Etats-Unis ne s’y intéressent plus.

Maîtrise du changement climatique et marché du CO₂

La COP30 s’est terminée par un accord, mais en est-il réellement un, sachant qu’il n’est pas contraignant pour tous les participants et sachant qu’un tiers des Etats n’ont pas présenté leurs engagements ni leurs nouveaux objectifs alors que cette obligation avait été un apport majeur de l’accord de Paris de 2015 ? Le fait est que beaucoup se réjouissent du caractère toujours multilatéral des COP qui se manifeste par la présence de 195 Etats. Faut-il maintenant attendre la COP de 2028 pour combler les manques et affirmer des orientations engageant fortement les Etats ? A noter toutefois les effets positifs des décisions qui se sont succédées depuis 2015 et qui se concrétisent, selon les experts, par une trajectoire d’augmentation de la température de 2,5 °C en 2100 alors que la perspective était de 3,5 à 4 °C lors de la COP21.

Reste à signaler les aspects concrets et les rapports de force qui se sont révélés à Belem :

• Les Etats-Unis étaient bien absents au plus haut niveau, même si entreprises et académiques étaient présents

• L’UE a bien démontré qu’elle respecte ses engagements (c’était avant l’annonce du retrait de l’obligation de ne plus produire de véhicules à combustion interne à partir de 2035) ; mais l’UE a été mise en échec sur la sortie des fossiles et sur l’ajustement carbone aux frontières (CBAM) qui est considéré par les grands émergents comme une taxation injuste qui fait obstacle à leur développement ; la tentation est apparue de discuter au fond d’un prix mondial du CO₂

• D’une façon générale, le financement devrait être au centre de la préparation des prochaines COP : ajustement aux frontières ou non, niveau du soutien aux pays émergents et financement de l’adaptation, marché ou marchés du carbone, contribution différenciée des pays, …

• La sortie des fossiles n’a pas été décidée, sous la pression notamment de l’Inde, de la Chine, de la Russie et de l’Arabie saoudite (à noter l’effet important sur les émissions de l’extraction et du transport des ressources fossiles) ; de plus, rien n’a été conclu sur les émissions de méthane

• La Chine est apparue comme le grand fédérateur des pays en développement

• La prise de conscience du besoin de soutien financier pour développer et transformer les systèmes électriques des grands émergents est là, encore faut-il prendre des dispositions pratiques et concrètes : choix des technologies non carbonées (nucléaire et renouvelables, réseaux bien dimensionnés, backup des renouvelables intermittentes, …), examen des chaînes de valeur

En une phrase : le pire a été évité et les prochaines COP devraient avoir lieu, en intégrant les nouveaux rapports de force et le retrait durable des Etats-Unis, et, pour le moment, avec une UE vertueuse mais n’entraînant pas le monde par la mise en place de politiques et d’instruments ad hoc.

L’électricité et le nucléaire

L’électricité est le vecteur énergétique de demain ; la demande liée aux data centers, à l’IA et à l’air conditionné se compte en centaines de TWh. Il ne faut oublier ni l’industrie ni la mobilité électrique ; et il convient de prendre la mesure de l’augmentation de la demande dans les pays émergents et du Proche-Orient ainsi qu’en Afrique.

Il est maintenant clair que les enjeux portent sur l’ensemble du système électrique (production, transport, distribution) et sur les « règles du jeu » du fonctionnement des marchés de l’électricité : il s’agit de donner suffisamment de visibilité aux acteurs publics et privés pour optimiser les réalisations concrètes d’infrastructures, et cela en intégrant dans le raisonnement la maîtrise du changement climatique et le coût des différentes options technologiques ; l’objectif visé est de disposer de l’électricité la moins chère possible, et cela dans la durée. Préconisations d’orientations et actions illustrent cette prise de conscience, parmi lesquelles on peut citer :

• Chine : baisse du prix pour favoriser les acteurs de l’intelligence artificielle ; augmentation de près de 250 GW pour la production photovoltaïque et de 60 GW pour la production éolienne en 2025, contribuant non seulement à l’activité industrielle mais également à la stabilisation des émissions de CO₂

• Inde : nécessité urgente de développer le réseau pour intégrer efficacement la production renouvelable intermittente

• Royaume-Uni : nécessité urgente de développer les réseaux (électricité et gaz), susceptible d’entraîner une augmentation des dépenses de l’ordre de 100 £ par an et par foyer pendant 5 ans ; des pétitions circulent, exigeant une compensation par une baisse des taxes sur l’énergie ; maintien des ambitions pour l’éolien avec un prix garanti par le gouvernement et développement du réseau pour intégrer la production éolienne maritime ; possible remise sur les prix aux industriels

• Etats-Unis : le prix de l’électricité augmente deux fois plus vite que l’inflation, des besoins d’investissement sont diagnostiqués sur toute la chaîne de valeur, notamment la production et le réseau : développement des interconnexions alors que la demande devrait augmenter de 25% entre 2023 et 2030, évolution des aspects réglementaires sous l’impulsion du DOE et de la FERC

• UE : le prix de l’électricité est un sujet majeur et il convient de se souvenir du rapport Draghi qui mentionne la nécessité de s’intéresser au coût complet du MWh qui se concrétise par le prix payé par le consommateur ; pour certains experts, le moment est venu de réfléchir au devenir du marché européen de l’électricité afin d’intégrer, dans un souci d’optimisation, toutes les composantes du coût : développement de la production dans la longue durée, développement du réseau, backup des renouvelables intermittentes, impact des subventions aux renouvelables. La Commission semble prendre en compte une partie de ces orientations, notamment pour ce qui concerne le développement du réseau et des interconnexions pour que le développement des renouvelables intermittentes ne soit pas freiné par des goulets d’étranglement ; mais est-ce le fait d’une dynamique à l’œuvre depuis longtemps ou un moyen de prendre la main sur la politique de l’énergie des Etats membres ?

A noter la publication par l’AIE d’un rapport sur le design des marchés de l’électricité, qui mentionne notamment :

• L’évolution rapide des systèmes électriques entraînant des besoins massifs d’investissement

• La nécessité de designs durables du marché pour qu’il soit résilient aux évolutions des systèmes électriques

• Les marchés à court terme ont démontré leur utilité opérationnelle, mais le renforcement des marchés à long terme est indispensable pour donner la visibilité suffisante aux investisseurs alors que le monde est incertain ; les contrats à long terme sont utiles pour la gestion du risque prix mais ne suffisent pas pour rendre le marché à long terme adapté aux enjeux

• Des mécanismes nouveaux et complémentaires sont nécessaires pour établir la confiance indispensable au développement des systèmes électriques, afin de satisfaire la demande en tenant compte des différents horizons de temps, et de pouvoir disposer de l’électricité la moins chère qu’il est possible

Nucléaire

Le nucléaire doit prendre toute sa place ; études et déclarations portent sur les enjeux et les efforts à faire sur tous les maillons de la chaîne de valeur, de la ressource en uranium au MWh.

Les annonces se poursuivent dans le monde, de plus en plus nombreuses :

• Japon : soutien financier aux Etats-Unis pour le projet de construction de dix nouveaux réacteurs ; poursuite du débat sur l’intérêt du nucléaire qui pourrait s’appuyer sur des SMR et redémarrage de centrales mises à l’arrêt suite au tsunami de Fukushima

• Etats-Unis : approfondissement du débat sur le financement du nucléaire avec la confirmation d’un appel au Japon pour sécuriser les investissements ; projets de centrales par les électro-intensifs, notamment dans le numérique et l’IA et possible mise à disposition de terres fédérales pour des SMR ; développement de la propulsion nucléaire pour bateaux ; l’importance du nucléaire est confirmée avec l’objectif de leadership mondial, d’où l’effort pour retrouver la maîtrise de tous les maillons et l’effort à faire en R&D pour les SMR et les AMR sous la responsabilité du DOE et du DOD. Il s’agit de tripler le parc de production pour disposer de 300 GW en 2050 ; Cela nécessite pour les Etats-Unis de disposer d’uranium et de capacités d’enrichissement pour s’affranchir de la Russie. Et cela nécessite de disposer du financement nécessaire

• Intérêt marqué des Etats-Unis pour le développement du nucléaire en Arabie

• Belgique : sortie de la sortie du nucléaire ; montée de la coopération avec la France

• Manifestation d’intérêt de la Grèce et des Etats baltes ainsi que de la Norvège

• Projets de SMR en Finlande, en Suède, en République tchèque et en Bulgarie

• Accord de coopération entre la Turquie et la Corée du Sud

• Lancement des études concrètes en Pologne avec 2036 comme objectif pour une première mise en service

• Italie : le débat sur l’intérêt du nucléaire est ouvert

• Royaume-Uni : évaluation des options possibles pour le financement des SMR ; accord avec les Etats-Unis conclu lors de la visite du Président des Etats-Unis (SMR, possible développement par les compagnies électriques et les industriels électro-intensifs) ; l’horizon est dégagé pour les 2 EPR de Sizewell C : décision du gouvernement d’apporter 14 milliards £ soit 17 milliards € (47,5%), apport de Centrica (15%), de Brookfield (25%) et d’EDF (12,5%) ; par ailleurs un apport de private equity est décidé pour HPC2

• Inde : mise en place du nouveau cadre institutionnel pour attirer l’investissement privé, en visant une capacité de 22 GW en 2032 et de 100 GW en 2047 contre 8 GW aujourd’hui

• La Chine vise une capacité de 110 GW en 2030 ; construction de 11 nouveaux réacteurs répartis sur cinq sites et mises en service se poursuivent

• La Corée du Sud a commencé la construction d’un nouvel APR1400 et entend se positionner sur les projets décidés dans le monde, en particulier en UE

• L’UE considère possible un parc de 110 GW en 2050 mais des doutes persistent sur l’allongement de la durée de vie opérationnelle à 60 ans et plus

Les SMR sont maintenant bien présents dans les débats : discussions sur le choix des technologies, préparation des licences, …

Le WNE a été marqué par une intense fréquentation et une participation sans précédent des acteurs de toute la filière nucléaire ; sécurité d’approvisionnement en électricité, développement durable, prolongement du fonctionnement des centrales en service, cycle du combustible, autant de thèmes d’exposés et d’orientations ; avec, bien entendu, la priorité à la sûreté et à la bonne gouvernance. Et l’importance de la visibilité pour les acteurs afin de réduire les coûts en particulier par la mise en place de programmes sur la durée, et de soutenir la R&D pour l’arrivée à maturité de nouvelles technologies non seulement pour la production d’électricité mais aussi pour le dessalement et le chauffage urbain.

Et le combustible est un enjeu d’importance alors que le prix spot de l’uranium augmente ; selon la WNA, les besoins vont augmenter de 30% d’ici 2030 et doubler voire plus d’ici 2050, d’où la nécessité d’investir et d’établir une perspective à long terme. A noter l’accord entre URENCO et EDF signé lors du WNE. Et à noter que l’uranium est désormais sur la liste des minerais critiques de l’USGS.

Il est clair que la compétition entre les fournisseurs de réacteurs qui s’intensifie va durer. Ainsi Westinghouse pourrait tirer parti d’une commande de 10 réacteurs rien qu’aux Etats-Unis, mais des doutes se manifestent sur sa capacité à faire ; à noter la volonté de la Corée du Sud de se positionner sur les projets décidés dans le monde, en particulier en UE. Et il convient de rappeler que la Russie propose des projets pour répondre aux attentes par exemple en Afrique, en Turquie, au Viet Nam, en Asie centrale, projets proposés avec le financement comme cela a été confirmé par le dernier Forum économique de Saint-Pétersbourg.

D’une façon générale, le financement est clé pour toute la chaîne de valeur ; baisser les coûts et réduire la durée de construction sont des enjeux majeurs, ce qui nécessite une vision de long terme sur la politique énergétique des pays intéressés, une visibilité suffisante pour les acteurs industriels et financiers, et une réglementation toujours rigoureuse et stable.

Vers la transition énergétique : poursuite de la montée des enjeux internationaux

La Chine et l’Inde pourraient être les principaux bénéficiaires de l’augmentation de la demande d’électricité, en particulier pour les équipements photovoltaïques ; la Pologne et l’Arabie envisagent un développement significatif du photovoltaïque. Plusieurs évolutions émergent : articulation de l’industrie du PV avec celle des batteries, combinaison de la production intermittente et du stockage.

A noter également les orientations de la Chine sur la mobilité électrique : production de petites voitures électriques moins chères pour le Japon et l’UE, exportation de composants aux fabricants européens de VE, développement de la production de camions électriques, … Cela pourrait conduire à une concentration de l’industrie de la mobilité électrique en Chine, afin de mieux intégrer les sous-traitants dont certains sont en difficulté financière. En même temps, la Corée du Sud pourrait s’avérer un concurrent redoutable de la Chine pour les batteries.

Terres rares et matières premières

Annonces, prises de position et négociations se poursuivent :

• Chine : le 4^ème plenum du PCC a fixé un objectif de doublement pour les technologies propres, visant le développement économique national et le marché mondial. L’accord suite à la négociation entre les Etats-Unis et la Chine semble tenir, mais le contrôle des exportations des technologies comme des terres rares reste un sujet d’intérêt. La Chine révise sa politique d’exportation notamment pour les produits raffinés, et envisage un contingentement pour l’accès des compagnies étrangères aux ressources. Elle semble envisager avec optimisme des partenariats nouveaux pour l’exploitation de gisements de terres rares en Asie du Sud-Est, en Amérique latine et au Nigeria.

• Les terres rares sont désormais des objets de sécurité nationale aux Etats-Unis : mise en exploitation des ressources de lithium, accélération de la recherche de gisements par les Etats-Unis en RDC, avec la perspective d’un accord plus large portant notamment sur le développement des infrastructures, investissement dans les gisements de lithium et de nickel au Canada, soutien à l’exploration de terres rares au Brésil, financement par l’Arabie de sites de raffinage, et peut-être négociation entre Etats-Unis et Pakistan ; innovation technologique et création d’un fonds minier pour les matériaux critiques sont d’actualité.

• Hausse du prix du cuivre et renforcement de la maîtrise du raffinage par la Chine.

• Annonces de l’Arabie, du Qatar et des Emirats portant sur le développement local des activités d’extraction et de raffinage, et sur leur financement dans le monde, notamment au Canada dans le cadre de la diversification des activités.

• L’UE entend constituer des stocks de métaux et de terres rares pour faire face aux risques géopolitiques, ce qui peut offrir un champ de développement à l’industrie française si les compétences historiques sont toujours présentes ou peuvent être reconstituées, aussi bien pour l’extraction et le raffinage que pour le recyclage. Une première usine de raffinage des terres rares voit le jour en Estonie.

Hydrogène

Les perspectives se réduisent faute de développement du marché sauf peut-être en Asie où la Chine entend prendre une position dominante sur la fabrication d’électrolyseurs. Les subventions pour l’hydrogène « bas carbone » sont coupées aux Etats-Unis. Les compagnies européennes et nord-américaines portant des projets d’hydrogène « propre » peinent à se financer. Le coût de l’hydrogène « vert » est jugé trop élevé par les industriels allemands et la production mondiale d’hydrogène reste de l’ordre de 100 Mt dont 1% d’hydrogène vert ; des innovations sont toujours espérées sur toute la chaîne de valeur, mais sans garantie d’arriver à un prix compétitif du fait du coût des électrolyseurs et de celui des catalyseurs.