Analyse de la tendance des prix de l'hydrogène en Chine : l'hydrogène vert se rapproche de la parité de prix avec l'hydrogène gris

L'industrie chinoise de l'hydrogène est actuellement dans une phase critique de transition, passant de la validation par démonstration au déploiement commercial à grande échelle. En 2026, la capacité de production d'hydrogène à partir d'énergies renouvelables en service et en construction en Chine a dépassé 1 million de tonnes par an. Néanmoins, l'hydrogène d'origine fossile domine toujours le mix d'approvisionnement et la part de l'hydrogène vert reste faible. Récemment, le marché chinois de l'hydrogène se caractérise par une baisse régulière des prix en production, une forte volatilité en consommation, des écarts de prix régionaux marqués et un rétrécissement continu de l'écart de prix entre l'hydrogène gris et vert. Les mécanismes du marché du carbone, les infrastructures de stockage et de transport, les dotations en ressources éoliennes et solaires et les contrats d'approvisionnement à long terme façonnent conjointement les tendances actuelles des prix. Parallèlement, la localisation des équipements de production d'hydrogène et la construction de pipelines interrégionaux de transport d'hydrogène redessinent la courbe des prix de l'hydrogène à moyen et long terme.

En termes de performance sur le marché au comptant, l'hydrogène industriel en Chine est principalement échangé via des contrats à long terme annuels et trimestriels, avec une liquidité au comptant limitée et une divergence régionale marquée des prix. Selon le suivi du China Hydrogen Price Index pour juin 2026, l'hydrogène ordinaire dans le delta du Yangtsé se situait à environ 33,69 CNY/kg, tandis que l'hydrogène propre était à 34,34 CNY/kg. Le prix à Tangshan atteignait 34,83 CNY/kg. Contraint par les fondamentaux de l'offre et de la demande et la logistique, le delta de la rivière des Perles enregistrait 38,13 CNY/kg. Une offre locale abondante a fait baisser les prix à 29,33 CNY/kg dans la province du Henan. En revanche, au Xinjiang, une capacité d'exportation d'hydrogène insuffisante a poussé les prix terminaux à 40,25 CNY/kg. Du côté de la production d'hydrogène gris, les coûts de production d'hydrogène à partir de charbon dans le centre-ouest de la Chine, riche en charbon, se situent à environ 12 CN/kyg, représentant le plancher de coûts du pays. Sous l'effet de coûts de matières premières plus élevés, les coûts de production d'hydrogène gris dans les régions côtières de l'Est varient de 14 CNY/kg à 18 CNY/kg. Actuellement, le prix moyen national de l'hydrogène côté production est d'environ 26 CN/kyg, mais le prix moyen terminal de consommation approche 44‑45 CNY/kg, ce qui implique une prime de stockage et de transport d'environ 18 CNY/kg. Pour le transport longue distance sur plus de 500 km, les coûts des remorques à tubes haute pression peuvent dépasser 20 CNY/kg, effaçant largement l'avantage de coût des bases de production à faible coût.

La tarification de l'hydrogène vert atteint un point d'inflexion important. Sous l'effet des baisses de prix à grande échelle des électrolyseurs alcalins dues à la localisation et de la baisse des tarifs électriques dans les grandes bases éoliennes et solaires, les coûts de production d'hydrogène vert dans certains projets de démonstration dans les régions du nord-ouest riches en ressources, comme la Mongolie intérieure et le Xinjiang, sont tombés à 14‑18 CNY/kg. Les projets utilisant l'énergie éolienne et solaire basée sur l'écrêtage peuvent atteindre des coûts de production encore plus bas, de 11,2 à 14 CNY/kg, se rapprochant de la fourchette de coûts de l'hydrogène gris local (12‑15 CNY/kg), avec des fenêtres de parité de prix partielles qui se matérialisent maintenant. Il est essentiel de distinguer les coûts à la sortie de l'usine des prix livrés à l'utilisateur final : après un transport longue distance en remorque à tubes vers les pôles de consommation de l'Est, les prix livrés de l'hydrogène vert augmentent généralement à 22‑30 CNY/kg, encore plus élevés que l'hydrogène gris conventionnel. Le projet emblématiqueWest‑to‑East Hydrogen Transmission Project fournit une référence de prix clé. Le pipeline d'hydrogène prévu d'Ulanqab à Tianjin Binhai, dont l'achèvement est prévu pour 2029, devrait ramener les prix terminaux de l'hydrogène à 19‑22 CNY/kg, démontrant que le transport par pipeline peut considérablement réduire l'écart de prix de l'hydrogène entre l'Est et l'Ouest.

Plusieurs facteurs expliquent les récentes évolutions des prix de l'hydrogène. Premièrement, les coûts des matières premières fixent le plancher des prix de l'hydrogène gris, les fluctuations des prix du charbon et du gaz naturel étant directement répercutées sur les coûts de production. Deuxièmement, le stockage et le transport représentent actuellement la plus grande variable de prix. Les pipelines d'hydrogène pur opérationnels en Chine totalisent à peine environ 350 km ; la majeure partie de l'hydrogène est livrée par remorques à tubes haute pression, créant le paradoxe structurel de « prix bas sur les sites de production, prix élevés dans les centres de consommation ». Troisièmement, les politiques du marché du carbone façonnent la tarification de l'hydrogène propre. Avec le déploiement complet du mécanisme d'ajustement carbone aux frontières de l'UE (MACF) et l'intégration de l'hydrogène vert dans le cadre d'évaluation des énergies renouvelables de la Chine, la valeur de réduction des émissions de carbone de l'hydrogène vert (environ 20 tonnes de CO₂ évitées par tonne d'hydrogène vert remplaçant l'hydrogène gris) réduira encore son écart économique par rapport à l'hydrogène gris. Quatrièmement, l'expansion de la capacité des électrolyseurs accélère la réduction des coûts de l'hydrogène vert. Les prix de soumission des électrolyseurs alcalins (ALK) traditionnels ont chuté de plus de 60 % en deux ans, tandis que la consommation électrique du système est tombée en dessous de 4,2 kWh/Nm³, jetant les bases d'une nouvelle baisse des prix de l'hydrogène vert.

D'un point de vue offre-demande, la consommation intérieure d'hydrogène est fortement concentrée dans le secteur chimique. La plupart des opérateurs chimiques exploitent des unités de production d'hydrogène captives, ce qui entraîne des volumes limités d'hydrogène échangé sur le marché. La période 2030‑2050 connaîtra une croissance rapide du secteur de l'hydrogène. Les volumes d'hydrogène échangé sur le marché augmenteront notablement à mesure que des projets de consommation à grande échelle, tels que la synthèse d'ammoniac à base d'hydrogène vert, la production de méthanol vert et la métallurgie à l'hydrogène, entreront en service. Géographiquement, le nord-ouest de la Chine deviendra la base nationale principale pour les exportations d'hydrogène vert. Avec le déploiement à grande échelle de réseaux de pipelines d'hydrogène pur, les écarts régionaux de prix de l'hydrogène en Chine continueront de se réduire.