Enactus EMI Rapport thématique
L'Hydrogène Vert
Enjeux énergétiques, économie et positionnement du Maroc
H2
De la problématique énergétique mondiale
à la chaîne de valeur, au LCOH et à l'Ore Maroc
Axes couverts : Problématique énergétique · Dénitions et types
d'hydrogène · Ordres de grandeur économiques · Comparaison avec les
renouvelables · Chaîne de valeur & LCOH · Procédés technologiques ·
Ore Maroc & MASEN · Guide d'investissement (FEED, FID)
Rabat, Maroc July 2, 2026
Table des matières
1 La problématique énergétique mondiale : pourquoi chercher des alternatives ? 3
1.1 Le système énergétique hérité de l'ère industrielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2 Les quatre crises qui ont poussé l'humanité à chercher des alternatives . . . . . . .
1.2.1 La crise climatique : l'accumulation de gaz à eet de serre . . . . . . . . . .
1.2.2 La crise de la nitude des ressources fossiles . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2.3 La crise géopolitique et la dépendance énergétique . . . . . . . . . . . . . .
1.2.4 La crise sanitaire et environnementale locale . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.3 Pourquoi les renouvelables seules ne susent pas : le problème de l'intermittence .
2 L'hydrogène vert : dénitions, typologie et rôle dans le mix énergétique
2.1 Qu'est-ce que l'hydrogène vert ? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.2 La typologie de l'hydrogène : le code couleur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.3 Pourquoi l'hydrogène vert est un additif stratégique au mix énergétique . . . . . .
3
3
3
4
4
4
5
6
6
6
7
3 Ordres de grandeur : ecacité, coûts de production, prix de vente et rentabilité 9
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
Ecacité énergétique de la chaîne hydrogène . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Coûts de production (LCOH ordres de grandeur mondiaux) . . . . . . . . . . . 9
Structure des coûts d'un projet d'électrolyse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Prix de vente et marché . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Retour sur investissement (ROI) : ordres de grandeur . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
4 L'hydrogène vert est-il ecace ? Comparaison avec les autres renouvelables
12
5 La chaîne de valeur complète de l'hydrogène vert : Maroc et international
15
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
Le critère central : l'ecacité énergétique du champ à l'usage . . . . . . . . . .
Hydrogène vs. batteries : le match de l'ecacité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Hydrogène vs. électrication directe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Hydrogène vs. biomasse / biocarburants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Hydrogène vs. nucléaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1 Cartographie de la chaîne de valeur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1.1 Maillon 1 : Génération d'électricité renouvelable . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1.2 Maillon 2 : Électrolyse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1.3 Maillon 3 : Conditionnement et transformation en dérivés . . . . . . . . . .
5.1.4 Maillon 4 : Transport et logistique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1.5 Maillon 5 : Usages naux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2 Le calcul précis du LCOH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2.1 Formule générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2.2 Méthode simpliée par annuités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2.3 Exemple chiré illustratif (ordre de grandeur, site du Sud marocain) . . . .
5.3 Facteurs qui inuencent le LCOH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.4 Comparaison internationale de la chaîne de valeur . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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13
13
13
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16
16
16
17
17
18
6 Processus technique : de l'électricité renouvelable à l'hydrogène et à ses dérivés 20
6.1
6.2
6.3
6.4
L'électrolyse de l'eau : principe physico-chimique . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Les trois technologies d'électrolyseurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Le procédé industriel complet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Transformation en électricité : les deux voies de reconversion . . . . . . . . . . . . .
6.4.1 La pile à combustible (fuel cell ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
20
20
21
21
21
L'Hydrogène Vert
TABLE DES MATIÈRES
6.4.2 La turbine ou le moteur à combustion hydrogène . . . . . . . . . . . . . . .
6.5 Transformation en dérivés chimiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.5.1 Ammoniac vert (NH3 ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.5.2 Méthanol vert et e-fuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.5.3 Réduction directe du fer (DRI-H2) l'acier vert . . . . . . . . . . . . . . .
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22
22
7 L'Ore Maroc pour l'hydrogène vert : positionnement de MASEN et gouvernance
24
7.1 Genèse et cadre politique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.2 Champ d'application . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3 Gouvernance : deux institutions clés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3.1 MASEN, point focal unique des investisseurs . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3.2 Le Comité de pilotage et le Comité d'investissement . . . . . . . . . . . . .
7.4 Incitations oertes aux investisseurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.4.1 Foncier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.4.2 Incitations scales et douanières . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.5 Processus de sélection des investisseurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.6 Infrastructures habilitantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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25
25
25
25
26
26
27
8 Étapes pour investir dans l'hydrogène vert au Maroc : vue entreprise
28
Conclusion
32
Principales sources
33
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
Vue d'ensemble du parcours investisseur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Étape 1 : Manifestation d'intérêt et pré-qualication . . . . . . . . . . . . . . . . .
Étape 2 : Étude d'opportunité (screening ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Étape 3 : L'étude de faisabilité (Feasibility Study ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Étape 4 : Le FEED (Front-End Engineering Design ) . . . . . . . . . . . . . . . . .
Étape 5 : Structuration nancière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Étape 6 : La décision nale d'investissement (FID) . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Synthèse : la checklist de l'investisseur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2
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Enactus EMI
Chapitre 1
La problématique énergétique mondiale :
pourquoi chercher des alternatives ?
1.1 Le système énergétique hérité de l'ère industrielle
Depuis la révolution industrielle (n du XVIIIe siècle), le développement économique mondial s'est
construit sur l'exploitation massive des combustibles fossiles : charbon, pétrole, puis gaz naturel.
Ce choix technologique n'était pas arbitraire : les fossiles orent une densité énergétique élevée,
un stockage aisé, un transport simple et un coût d'extraction historiquement faible. La production
d'électricité par combustion du charbon (centrales thermiques) est devenue, dès la n du XIXe
siècle, le socle de l'électrication des sociétés industrielles.
Ce modèle repose sur un principe thermodynamique simple : la combustion du carbone fossile
libère de la chaleur, qui est convertie en vapeur, laquelle entraîne une turbine couplée à un
alternateur. Le rendement global de cette chaîne (combustion → chaleur → vapeur → mouvement → électricité) plafonne cependant entre 33 % et 45 % pour les meilleures centrales à charbon
supercritiques, le reste étant dissipé sous forme de chaleur perdue (loi de Carnot). Cette architecture a permis l'essor industriel mondial, mais elle porte en elle plusieurs défauts structurels qui
sont devenus, au tournant du XXIe siècle, des problématiques existentielles.
1.2 Les quatre crises qui ont poussé l'humanité à chercher des alternatives
1.2.1 La crise climatique : l'accumulation de gaz à eet de serre
La combustion du charbon, du pétrole et du gaz libère du dioxyde de carbone (CO2 ), du méthane
(lors de l'extraction), des oxydes d'azote et des particules nes. Le secteur énergétique (production d'électricité et de chaleur) est la première source d'émissions de gaz à eet de serre (GES)
dans le monde, représentant environ 34 à 40 % des émissions mondiales de CO2 liées à l'énergie
selon les années, le charbon à lui seul représentant plus de 40 % de ces émissions bien qu'il ne
fournisse qu'environ 35 % de l'électricité mondiale un déséquilibre lié à son intensité carbone
particulièrement élevée (environ 820 g CO2 /kWh, contre 490 g pour le gaz naturel et moins de 50
g pour l'éolien, le solaire ou le nucléaire).
Intensité carbone comparée des sources électriques (gCO2eq/kWh, cycle de vie)
ˆ Charbon (centrale classique) : 820 - 1 000
ˆ Pétrole (oul lourd) : 650 - 900
ˆ Gaz naturel (cycle combiné) : 400 - 490
ˆ Solaire photovoltaïque : 20 - 50
ˆ Éolien (terrestre/oshore) : 7 - 12
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L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 1.
LA PROBLÉMATIQUE ÉNERGÉTIQUE MONDIALE : POURQUOI CHERCHER
DES ALTERNATIVES ?
ˆ Hydroélectricité : 4 - 24
ˆ Nucléaire : 5 - 12
Cette accumulation de GES est directement corrélée à la hausse de la température moyenne
planétaire (environ +1,3 à +1,5 °C par rapport à l'ère préindustrielle en 2025), à l'acidication
des océans, à la fonte des glaciers et calottes polaires, ainsi qu'à la multiplication des événements climatiques extrêmes (canicules, sécheresses, inondations, cyclones renforcés). Les accords
internationaux Protocole de Kyoto (1997), Accord de Paris (2015), COP successives ont formalisé un objectif de neutralité carbone ( net zero ) à l'horizon 2050-2060 pour la majorité des
économies développées, ce qui impose une décarbonation profonde du mix énergétique mondial,
et en particulier du secteur électrique.
1.2.2 La crise de la nitude des ressources fossiles
Les réserves de charbon, pétrole et gaz, bien que substantielles, sont nies et géologiquement
concentrées dans un nombre limité de pays. Au rythme de consommation actuel, les réserves
prouvées de pétrole représentent environ 50 ans de consommation, celles de gaz environ 50 à 55
ans, et celles de charbon environ 130 à 150 ans des chires qui reculent avec les nouvelles
découvertes mais qui rappellent la nature non renouvelable de ces ressources à l'échelle des temps
humains. Le concept de peak oil (pic pétrolier), théorisé dès les années 1950 par le géologue
M. King Hubbert, illustre cette préoccupation structurelle : une fois le pic de production dépassé,
les coûts d'extraction augmentent mécaniquement (gisements plus profonds, plus diciles d'accès,
qualité décroissante), ce qui renchérit durablement l'énergie.
1.2.3 La crise géopolitique et la dépendance énergétique
Les ressources fossiles sont inégalement réparties : environ 48 % des réserves prouvées de pétrole se
concentrent au Moyen-Orient, la Russie et quelques pays d'Asie centrale dominent les réserves de
gaz. Cette concentration a historiquement transformé l'énergie en instrument géopolitique : chocs
pétroliers de 1973 et 1979, guerres du Golfe, embargos, et plus récemment la crise énergétique
européenne consécutive à l'invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022, qui a fait bondir les prix
du gaz naturel européen de plus de 300 % en quelques mois. Pour les pays importateurs nets
d'énergie c'est le cas du Maroc, qui importe plus de 90 % de son énergie primaire cette
dépendance représente à la fois un risque de sécurité d'approvisionnement et un poste majeur de
sortie de devises, pesant sur la balance commerciale et la souveraineté économique.
1.2.4 La crise sanitaire et environnementale locale
Au-delà du climat global, la combustion des fossiles génère une pollution atmosphérique locale
(particules nes PM2.5, dioxyde de soufre, oxydes d'azote, métaux lourds comme le mercure)
responsable, selon l'Organisation Mondiale de la Santé, de plusieurs millions de décès prématurés
chaque année dans le monde, principalement via les maladies cardiovasculaires, respiratoires et
certains cancers. Les centrales à charbon sont également de grandes consommatrices d'eau (refroidissement) et génèrent des déchets solides (cendres volantes) posant des problèmes de gestion
et de contamination des sols.
À retenir
La conjonction de ces quatre crises climatique, de nitude des ressources, géopolitique et
sanitaire constitue la problématique fondatrice de la transition énergétique mondiale.
Elle explique pourquoi, depuis les années 1990 et de manière accélérée depuis 2015, l'humanité
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Enactus EMI
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 1.
LA PROBLÉMATIQUE ÉNERGÉTIQUE MONDIALE : POURQUOI CHERCHER
DES ALTERNATIVES ?
investit massivement dans des alternatives : énergies renouvelables (solaire, éolien, hydraulique, géothermie, biomasse), ecacité énergétique, électrication des usages, et vecteurs
énergétiques propres comme l'hydrogène.
1.3 Pourquoi les renouvelables seules ne susent pas : le problème
de l'intermittence
Les énergies renouvelables électriques (solaire photovoltaïque, éolien) résolvent le problème des
émissions et de la nitude, mais introduisent une nouvelle contrainte : l'intermittence. La production solaire est nulle la nuit et variable selon la nébulosité ; la production éolienne dépend de
la disponibilité du vent. Cette variabilité crée un déséquilibre structurel entre ore et demande
d'électricité, qui doit être équilibré en temps réel sur le réseau.
Trois grandes familles de solutions existent pour gérer cette intermittence :
1. Le stockage court terme : batteries électrochimiques (lithium-ion), stockage par pompage
hydraulique (STEP) ecaces pour des cycles horaires à journaliers, mais limités en capacité
et en durée.
2. Le foisonnement géographique et les interconnexions : mutualiser la production sur de
vastes zones géographiques pour lisser la variabilité.
3. Le stockage et le transport chimique de l'énergie, dont l'hydrogène (et ses dérivés)
est le vecteur le plus prometteur, car il permet de stocker de grandes quantités d'énergie sur
de longues durées (saisonnières) et de la transporter sur de longues distances ce que les
batteries ne permettent pas économiquement à cette échelle.
C'est précisément dans ce contexte que l'hydrogène vert émerge comme une pièce maîtresse du
puzzle énergétique mondial : non pas comme un substitut direct aux renouvelables électriques, mais
comme un vecteur de stockage, de transport et de décarbonation des usages diciles
à électrier (industrie lourde, transport maritime et aérien, chimie).
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Enactus EMI
Chapitre 2
L'hydrogène vert : dénitions, typologie
et rôle dans le mix énergétique
2.1 Qu'est-ce que l'hydrogène vert ?
Dénition
L'hydrogène vert est du dihydrogène (H2 ) produit par électrolyse de l'eau en utilisant
une électricité d'origine 100 % renouvelable (solaire, éolien, hydraulique, géothermie). La
réaction chimique fondamentale est :
électricité renouvelable
2 H2 O −−−−−−−−−−−−−−→ 2 H2 + O2
Contrairement à l'hydrogène produit à partir de gaz naturel (vaporeformage), le processus
n'émet, à l'usage, ni CO2 ni polluants atmosphériques : le seul sous-produit est l'oxygène
et, à l'usage nal (pile à combustible), de l'eau. L'hydrogène n'est pas une source d'énergie
primaire il n'existe pas à l'état libre en quantité exploitable sur Terre mais un vecteur
énergétique : il faut dépenser de l'énergie pour le produire, avant de pouvoir la restituer.
L'hydrogène est la molécule la plus abondante de l'univers, mais sur Terre il est presque toujours lié
chimiquement à d'autres éléments (eau, hydrocarbures). Sa production nécessite donc une source
d'énergie et une matière première (eau ou hydrocarbures) pour le libérer.
2.2 La typologie de l'hydrogène : le code couleur
L'industrie a développé un système de couleurs conventionnelles pour distinguer les lières de
production, en fonction de la source d'énergie et de matière première utilisée, et donc de l'intensité
carbone du produit nal.
Couleur
Procédé
Source d'énergie / matière Émissions
Coût actuel
première
(kg CO2 /kg ($/kg)
H2 )
Vert
Électrolyse de l'eau
Jaune
Électrolyse de l'eau
Électricité renouvelable (solaire, 0 - 1
éolien, hydraulique)
Électricité issue du réseau (mix 15 - 25
électrique national)
Électricité nucléaire
0-1
3-8
3-6
Rose / vio- Électrolyse de l'eau
let
Turquoise Pyrolyse
du Gaz naturel (carbone solide 1 - 4
2-4
Bleu
1,5 - 3
méthane
Vaporeformage
(SMR) + CSC
capté, non émis)
Gaz naturel, avec captage et 1 - 4
stockage du carbone (85-95%)
6
4-8
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 2.
L'HYDROGÈNE VERT : DÉFINITIONS, TYPOLOGIE ET RÔLE DANS LE MIX
ÉNERGÉTIQUE
Couleur
Procédé
Source d'énergie / matière Émissions
Coût actuel
première
(kg CO2 /kg ($/kg)
H2 )
Gris
Vaporeformage
(SMR)
Gazéication
Gazéication
Gaz naturel, sans captage du 9 - 12
carbone
Lignite (charbon brun)
15 - 20
Houille (charbon)
18 - 20
Marron
Noir
1 - 2,5
1,2 - 2
1,2 - 2
Focus Maroc
Précision terminologique utile pour un projet marocain : dans les textes ociels
marocains (Ore Maroc, MASEN), on retrouve essentiellement trois notions : l'hydrogène
vert (électrolyse + renouvelable, seule lière éligible à l'Ore Maroc), ses dérivés (ammoniac vert, méthanol vert, carburants synthétiques / e-fuels, acier vert via le DRI-H2), et la
notion de projets intégrés, qui couvrent toute la chaîne depuis la production d'électricité
renouvelable jusqu'à la transformation et l'exportation.
2.3 Pourquoi l'hydrogène vert est un additif stratégique au mix
énergétique
L'hydrogène vert n'est pas destiné à remplacer l'électricité renouvelable directe (moins ecace,
comme démontré au chapitre 4), mais à combler des lacunes précises que l'électrication directe
ne peut pas combler seule :
1. Décarboner les usages diciles à électrier (hard-to-abate sectors ) : sidérurgie (réduction directe du minerai de fer), production d'ammoniac pour les engrais, ranage, industrie
chimique (méthanol), où l'hydrogène est utilisé aujourd'hui comme réactif chimique ( matière
première ), majoritairement produit en gris sa verdisation est donc une décarbonation
directe d'un usage industriel existant, indépendamment de tout usage énergétique nouveau.
2. Stocker l'énergie renouvelable sur de longues durées (stockage inter-saisonnier), pallier l'intermittence solaire/éolienne à une échelle que les batteries ne peuvent pas atteindre
économiquement.
3. Décarboner les transports lourds : maritime (ammoniac vert comme carburant marin),
aérien (carburants d'aviation durables de synthèse, e-kerosène), poids lourds longue distance
(piles à combustible), là où la densité énergétique des batteries reste insusante.
4. Servir de vecteur d'exportation d'énergie renouvelable : les pays à fort potentiel solaire/éolien mais peu interconnectés électriquement (Maroc, Chili, Namibie, Australie) peuvent
exporter leur électricité renouvelable incorporée sous forme d'hydrogène ou de dérivés (ammoniac), via des navires, alors que l'export direct d'électricité par câble sous-marin reste limité
en distance et en capacité.
5. Fournir une exibilité au réseau électrique : les électrolyseurs peuvent absorber les
surplus de production renouvelable (curtailment) et les valoriser plutôt que de les perdre,
tandis que les piles à combustible ou turbines à hydrogène peuvent restituer de l'électricité
lors des pics de demande.
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Enactus EMI
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 2.
L'HYDROGÈNE VERT : DÉFINITIONS, TYPOLOGIE ET RÔLE DANS LE MIX
ÉNERGÉTIQUE
Où l'hydrogène est-il vraiment nécessaire dans la transition énergétique ?
Selon les scénarios de l'Agence Internationale de l'Énergie (AIE) et de l'IRENA, l'hydrogène
et ses dérivés devraient couvrir, à l'horizon 2050, environ 10 à 12 % de la consommation
énergétique nale mondiale principalement concentrés sur : l'industrie lourde (35-40% de
la demande H2), les transports lourds maritimes/aériens (20-25%), la production d'électricité
de pointe et le stockage saisonnier (15-20%), et la chimie/ranage (15-20%). L'électrication
directe reste et restera la solution prioritaire partout où elle est possible (bâtiment, transport
léger, la majorité de l'industrie légère), car elle est 2 à 3 fois plus ecace que la lière
hydrogène (voir Chapitre 4).
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Chapitre 3
Ordres de grandeur : ecacité, coûts de
production, prix de vente et rentabilité
3.1 Ecacité énergétique de la chaîne hydrogène
Comprendre la rentabilité de l'hydrogène vert exige de suivre l'énergie tout au long de sa chaîne
de transformation, chaque étape introduisant des pertes thermodynamiques incompressibles.
Rendements typiques par étape (technologies matures, 2025-2026)
ˆ Production électrique renouvelable (PV/éolien) → réseau/électrolyseur : quasiment 100 %
(pas de conversion thermodynamique)
ˆ Électrolyse (eau → H2 ) : 65 à 75 % (alcalin), 70 à 80 % (PEM), jusqu'à 85 % pour
l'électrolyse à haute température (SOEC)
ˆ Compression / liquéfaction pour stockage-transport : perte de 5 à 15 % (compression),
25 à 35 % (liquéfaction à -253°C)
ˆ Transport (pipeline, navire) : pertes additionnelles de 2 à 10 % selon distance et mode
ˆ Reconversion en électricité (pile à combustible) : 50 à 60 %
ˆ Reconversion en électricité (turbine à gaz H2 ) : 35 à 45 %
En bout de chaîne complète (électricité renouvelable → électrolyse → stockage → transport → pile
à combustible → électricité), le rendement global power-to-power se situe typiquement entre
30 et 40 %, contre 85 à 95 % pour un système de batteries lithium-ion en cycle complet. C'est
cette perte thermodynamique qui justie de réserver l'hydrogène aux usages où l'électrication
directe est impossible ou trop coûteuse (voir Chapitre 4).
3.2 Coûts de production (LCOH ordres de grandeur mondiaux)
Le LCOH (Levelized Cost of Hydrogen, coût actualisé de production de l'hydrogène) synthétise en
un seul chire ($/kg H2 ) l'ensemble des coûts d'investissement (CAPEX), d'exploitation (OPEX)
et de capital, ramenés à la quantité d'hydrogène produite sur la durée de vie du projet. Il est
développé en détail au Chapitre 5.
Filière
LCOH 2025 LCOH 2035 Remarque
($/kg)
(proj.)
Hydrogène gris (SMR)
1,0 - 2,0
1,3 - 2,3
bleu 1,5 - 3,0
1,8 - 3,2
Hydrogène
(SMR+CSC)
9
Référence historique, sensible au prix du gaz
Dépend du coût du captage carbone
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 3.
Filière
ORDRES DE GRANDEUR : EFFICACITÉ, COÛTS DE PRODUCTION, PRIX DE
VENTE ET RENTABILITÉ
LCOH 2025 LCOH 2035 Remarque
($/kg)
(proj.)
Hydrogène vert meilleurs 1,8 - 3,0
sites mondiaux (Chili,
Golfe, Maroc sud)
Hydrogène vert moyenne 4,0 - 7,0
mondiale
Hydrogène vert Europe / 6,0 - 10,0
Asie (LCOE élevé)
1,0 - 2,0
Sites à excellent gisement
solaire/éolien
2,0 - 3,5
Selon coût de l'électricité
et WACC
Ressource renouvelable
moins favorable
3,0 - 5,0
Cette fourchette très large illustre un point fondamental : le LCOH est déterminé à 60-70 %
par le coût de l'électricité renouvelable (LCOE) utilisée pour l'électrolyse. Un pays à fort
gisement solaire/éolien à très faible LCOE (comme le Maroc, le Chili ou certaines régions du
Golfe) dispose d'un avantage compétitif structurel et durable.
3.3 Structure des coûts d'un projet d'électrolyse
Répartition typique du LCOH pour un projet d'électrolyse alcaline à grande échelle
ˆ Coût de l'électricité (LCOE) : 50 à 65 % du LCOH total
ˆ CAPEX de l'électrolyseur (stack + BoP - balance of plant ) : 20 à 30 %
ˆ OPEX (maintenance, remplacement de stack, eau déminéralisée) : 8 à 15 %
ˆ Coût du capital (WACC, structuration nancière) : variable, peut représenter 10 à 20 %
selon le risque pays et la maturité du nancement
Le CAPEX des électrolyseurs a fortement baissé : d'environ 1 400 $/kW en 2015 à 400-800
$/kW en 2025 pour l'électrolyse alcaline à grande échelle (Chine notamment), avec des objectifs
industriels visant 200-300 $/kW à l'horizon 2030 grâce aux eets d'échelle ( Wright's Law ,
courbe d'apprentissage industrielle).
3.4 Prix de vente et marché
ˆ Prix de vente actuel de l'hydrogène gris (marché captif, industrie) : 1 à 2,5 $/kg c'est
le prix de référence que l'hydrogène vert doit atteindre pour être compétitif sans subvention
( parité gris ).
ˆ Prix contractuels de l'hydrogène vert (contrats long terme, otake) : généralement 3 à 6
$/kg selon la région et la durée du contrat, avec des mécanismes de soutien public (contrats
pour diérence CfD, primes à la production comme le crédit scal américain 45V, enchères
européennes de l'European Hydrogen Bank).
ˆ Ammoniac vert (dérivé le plus mature pour l'export) : 600 à 900 $/tonne visé à moyen
terme, contre 300-450 $/tonne pour l'ammoniac gris l'écart ( green premium ) doit être
comblé par la réglementation carbone (CBAM européen), les mandats de carburants marins
(OMI/IMO), ou les subventions.
10
Enactus EMI
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 3.
ORDRES DE GRANDEUR : EFFICACITÉ, COÛTS DE PRODUCTION, PRIX DE
VENTE ET RENTABILITÉ
3.5 Retour sur investissement (ROI) : ordres de grandeur
Le ROI d'un projet d'hydrogène vert dépend de trois variables principales : le LCOH obtenu, le
prix de vente contractualisé, et le taux d'utilisation de l'électrolyseur (facteur de charge).
Paramètres clés de rentabilité
ˆ Facteur de charge de l'électrolyseur : plus il est élevé, plus le CAPEX est amorti
rapidement mais un facteur de charge élevé impose souvent une électricité moins intermittente (donc plus chère), d'où un arbitrage LCOE/facteur de charge au c÷ur de
l'optimisation technico-économique (voir Ch. 5).
ˆ Durée de vie des projets : 20 à 25 ans pour les infrastructures (PV, éolien), 8 à 15
ans pour les stacks d'électrolyseurs PEM/alcalins avant remplacement partiel ( stack
replacement ), un poste OPEX signicatif à anticiper dans le modèle nancier.
ˆ Rendement exigé par les investisseurs (WACC) : typiquement 7 à 12 % pour des
projets merchant (sans contrat long terme), pouvant descendre à 4-6 % pour des
projets adossés à des garanties publiques ou des contrats d'achat long terme (otake
agreements) sécurisés.
ˆ Temps de retour typique : 10 à 18 ans pour les projets sans subvention dans les
congurations actuelles (2025-2026) ; les subventions publiques (crédits d'impôt, primes
à la production, exonérations scales comme celles de l'Ore Maroc) visent précisément à
ramener ce délai à des standards acceptables pour les investisseurs privés (généralement
recherché : moins de 10-12 ans).
À retenir
Le marché de l'hydrogène vert traverse, en 2025-2026, une phase de correction et de réalisme après le cycle d'euphorie 2020-2023 : de nombreux projets ont été annulés ou repoussés
(décisions nales d'investissement FID ajournées) faute de rentabilité susante sans
soutien public massif, de demande solvable ( otakers ) susamment engagée, et face à des
coûts de nancement (WACC) restés élevés. Cela ne remet pas en cause le potentiel structurel de la lière, mais souligne l'importance cruciale développée aux Chapitres 7 et 8 d'un cadre incitatif public solide (type Ore Maroc) et d'une sécurisation contractuelle de la
demande avant la décision d'investissement.
11
Enactus EMI
Chapitre 4
L'hydrogène vert est-il ecace ? Comparaison avec les autres renouvelables
4.1 Le critère central : l'ecacité énergétique du champ à l'usage
Comparer l'hydrogène vert aux autres solutions renouvelables nécessite de distinguer deux questions diérentes, souvent confondues :
1. L'hydrogène est-il un bon vecteur pour produire de l'électricité ? (comparaison avec batteries,
STEP, etc.)
2. L'hydrogène est-il un bon vecteur pour décarboner des usages non-électriques (industrie,
transport lourd) ? (comparaison avec électrication directe, biocarburants, etc.)
4.2 Hydrogène vs. batteries : le match de l'ecacité
Critère
Batteries Li-ion
Rendement
aller-retour 85 - 95 %
(round-trip)
Densité énergétique mas- 0,15 - 0,3 kWh/kg
sique
Hydrogène vert
Avantage
30 - 40 %
Batteries
33 kWh/kg (H2
seul, hors réservoir)
Durée
de
stockage Heures à jours
Jours à saisons
économique
(mois)
Coût de stockage
En baisse rapide Compétitif pour
(env.
100-140 stockage
longue
$/kWh cellule)
durée / grands
volumes
Facilité de transport longue Limitée
(poids, Pipelines, navires
distance
sécurité)
(dérivés)
Maturité industrielle
Très élevée
Intermédiaire, en
accélération
Hydrogène
Hydrogène
Selon durée
Hydrogène
Batteries
Conclusion du comparatif batteries vs. hydrogène
Les batteries dominent pour le stockage court terme et petite/moyenne échelle
(véhicules légers, lissage journalier du réseau) grâce à leur excellent rendement. L'hydrogène
devient compétitif pour le stockage longue durée et grande échelle (stockage saisonnier,
plusieurs GWh à TWh), là où la quantité de batteries nécessaire serait économiquement et
12
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 4.
L'HYDROGÈNE VERT EST-IL EFFICACE ? COMPARAISON AVEC LES AUTRES
RENOUVELABLES
matériellement prohibitive (consommation de lithium, cobalt, nickel). Les deux technologies
sont donc complémentaires, pas substituables, dans un mix énergétique optimal.
4.3 Hydrogène vs. électrication directe
Pour la grande majorité des usages naux (chauage des bâtiments, mobilité légère, la plupart
des process industriels basse/moyenne température), l'électrication directe (pompes à chaleur,
véhicules électriques à batterie, résistances électriques, chaudières électriques) est 2 à 5 fois plus efcace énergétiquement que la lière hydrogène, car elle évite les pertes de conversion en électrolyse
et en pile à combustible.
Ecacité comparée pour la mobilité (du kWh renouvelable à la roue)
ˆ Véhicule électrique à batterie (BEV) : 75 à 86 % d'ecacité globale
ˆ Véhicule à pile à combustible hydrogène (FCEV) : 25 à 35 % d'ecacité globale
ˆ Véhicule thermique à carburant de synthèse (e-fuel) : 10 à 20 % d'ecacité globale
C'est pourquoi l'hydrogène n'est pas privilégié pour les voitures particulières (où le BEV
domine désormais largement le marché), mais reste pertinent pour les usages où la batterie est
pénalisante en poids/autonomie (poids lourds longue distance, transport maritime, aviation)
ou dans les cas où l'hydrogène est nécessaire comme réactif chimique et non comme simple
vecteur énergétique (sidérurgie, ammoniac).
4.4 Hydrogène vs. biomasse / biocarburants
La biomasse et les biocarburants (biodiesel, bioéthanol, biométhane) constituent une autre voie
de décarbonation, en particulier pour les transports lourds et l'aviation (biocarburants durables
SAF). Comparée à l'hydrogène vert :
ˆ La biomasse valorise des déchets et résidus agricoles/forestiers (économie circulaire), mais est
limitée par la disponibilité des terres et de la ressource, avec un risque de compétition avec les
usages alimentaires (biocarburants de 1re génération) ;
ˆ L'hydrogène vert n'est limité, en théorie, que par la disponibilité en eau et en surface pour
les installations solaires/éoliennes une ressource beaucoup plus extensible dans les zones
désertiques comme le Sud marocain ;
ˆ Les deux lières se combinent d'ailleurs dans les e-fuels (carburants de synthèse), où l'hydrogène
vert est combiné à du CO2 biogénique ou capté pour produire des carburants liquides compatibles avec les infrastructures existantes (aviation notamment).
4.5 Hydrogène vs. nucléaire
Le nucléaire ore une électricité bas-carbone pilotable (non intermittente), avec un facteur de
charge élevé (90 %+), ce qui en fait un concurrent direct de l'hydrogène pour la fourniture
d'électricité de base. Cependant, le nucléaire ne résout pas le problème du stockage saisonnier
ni celui de la décarbonation des usages chimiques/industriels nécessitant de l'hydrogène comme
réactif. Le nucléaire peut d'ailleurs lui-même produire de l' hydrogène rose , en particulier via
l'électrolyse à haute température (SOEC) couplée à la chaleur fatale des réacteurs, ce qui améliore
le rendement du procédé.
13
Enactus EMI
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 4.
L'HYDROGÈNE VERT EST-IL EFFICACE ? COMPARAISON AVEC LES AUTRES
RENOUVELABLES
Synthèse du chapitre
L'hydrogène vert n'est pas la solution la plus ecace au sens thermodynamique
pur, comparé à l'électrication directe ou aux batteries. Sa valeur réside ailleurs : il est le
seul vecteur capable de décarboner certains usages industriels et de transport lourd à grande
échelle, et de permettre le stockage et l'export d'énergie renouvelable sur de longues distances
et durées. La bonne question n'est donc pas l'hydrogène est-il ecace ? dans l'absolu,
mais l'hydrogène est-il le bon outil pour cet usage précis ? . C'est le principe dit de la hiérarchie de l'hydrogène (hydrogen ladder ), popularisé par Michael Liebreich, qui classe
les usages de indispensable (sidérurgie, ammoniac, transport maritime longue distance)
à peu pertinent (chauage résidentiel, voitures particulières, où d'autres solutions sont
supérieures).
14
Enactus EMI
Chapitre 5
La chaîne de valeur complète de l'hydrogène
vert : Maroc et international
5.1 Cartographie de la chaîne de valeur
La chaîne de valeur de l'hydrogène vert se décompose en cinq maillons principaux, chacun mobilisant des acteurs, technologies et investissements spéciques.
1. Génération électricité renouvelable
(PV, éolien)
2. Électrolyse
(production H2 )
3. Conditionnement
(compression,
liquéfaction,
synthèse dérivés)
4. Transport
& logistique
(pipeline,
port, navire)
5. Usage nal
(industrie, mobilité, export)
5.1.1 Maillon 1 : Génération d'électricité renouvelable
C'est le maillon le plus déterminant économiquement (50-65 % du LCOH nal). Il mobilise des
parcs solaires photovoltaïques et/ou éoliens dimensionnés pour fournir un prol de production
adapté à l'électrolyseur souvent en conguration hybride PV+éolien pour lisser la production
et augmenter le facteur de charge de l'électrolyseur (le solaire produit le jour, l'éolien souvent plus
la nuit et en hiver, une complémentarité particulièrement marquée dans le Sud marocain).
5.1.2 Maillon 2 : Électrolyse
Le c÷ur technologique du procédé (détaillé au Chapitre 6). Inclut l'électrolyseur lui-même (stacks),
les systèmes de traitement et déminéralisation de l'eau (dessalement pour les sites côtiers comme le
Sud marocain), le refroidissement, et les systèmes électriques de conversion (redresseurs AC/DC).
5.1.3 Maillon 3 : Conditionnement et transformation en dérivés
L'hydrogène gazeux étant peu dense et complexe à transporter tel quel sur de longues distances,
il est généralement transformé :
ˆ Compression (200-700 bars) pour un stockage/transport local ou régional ;
ˆ Liquéfaction (-253°C) pour un transport maritime en vrac (coûteux énergétiquement) ;
ˆ Synthèse d'ammoniac (NH3 , via le procédé Haber-Bosch) : c'est la voie privilégiée pour
l'export international, l'ammoniac étant liquide à -33°C (donc bien moins coûteux à liquéer
que l'H2 ) et disposant déjà d'infrastructures maritimes matures (marché mondial de l'ammoniac
préexistant pour les engrais) ;
ˆ Synthèse de méthanol ou de carburants de synthèse (e-fuels, e-kerosène) via combinaison
avec du CO2 capté.
15
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 5.
LA CHAÎNE DE VALEUR COMPLÈTE DE L'HYDROGÈNE VERT : MAROC ET
INTERNATIONAL
5.1.4 Maillon 4 : Transport et logistique
Comprend les infrastructures portuaires (terminaux d'export dédiés), les pipelines dédiés (hydroducs) pour l'export régional (ex. projets envisagés Maroc-Espagne évoqués par certains investisseurs), et la otte de navires spécialisés pour l'export intercontinental (méthaniers adaptés
à l'ammoniac, futurs navires dédiés à l'H2 liquide).
5.1.5 Maillon 5 : Usages naux
Marché domestique (décarbonation de l'industrie locale, mobilité lourde) et marché d'export (Europe, Asie), avec des standards de certication internationale (garanties d'origine, certication
carbone) de plus en plus structurants pour accéder aux marchés premium (CBAM européen notamment).
5.2 Le calcul précis du LCOH
5.2.1 Formule générale
Le LCOH (Levelized Cost of Hydrogen ) est l'équivalent, pour l'hydrogène, du LCOE utilisé en
électricité. Il représente le prix constant par kilogramme d'hydrogène qui, actualisé sur la durée
de vie du projet, égalise les recettes actualisées aux coûts actualisés (CAPEX + OPEX + coût
du capital), pour un taux de rendement donné.
Formule du LCOH
n
X
CAPEXt + OPEXt
LCOH =
(1 + r)t
t=0
n
X
ProductionH2,t
(1 + r)t
t=0
où :
ˆ CAPEXt = dépenses d'investissement en année t (électrolyseur, installations renouve-
lables, BoP, infrastructures)
ˆ OPEXt = dépenses d'exploitation en année t (maintenance, eau, remplacement de stack,
personnel, assurance)
ˆ r = taux d'actualisation (WACC coût moyen pondéré du capital)
ˆ ProductionH2,t = quantité d'hydrogène produite (kg) en année t
ˆ n = durée de vie du projet (années)
5.2.2 Méthode simpliée par annuités
Une formulation opérationnelle simpliée, couramment utilisée pour un premier chirage de projet
( ordre de grandeur ), consiste à annualiser le CAPEX via un facteur de récupération de capital
(CRF) :
CRF =
LCOH ≈
r(1 + r)n
(1 + r)n − 1
CAPEX × CRF + OPEXannuel
Production annuelle H2 (kg)
La production annuelle d'hydrogène dépend directement du dimensionnement électrolyseur/renouvelable
16
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L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 5.
LA CHAÎNE DE VALEUR COMPLÈTE DE L'HYDROGÈNE VERT : MAROC ET
INTERNATIONAL
et du facteur de charge :
Production annuelle H2 =
Pélec × FC × 8760 × ηelectrolyse
CSH2
où Pélec est la puissance de l'électrolyseur (kW), FC le facteur de charge annuel moyen (
5.2.3 Exemple chiré illustratif (ordre de grandeur, site du Sud marocain)
Paramètre
Valeur retenue (illustratif)
Puissance électrolyseur
CAPEX électrolyseur (incl. BoP)
CAPEX renouvelable (PV+éolien hybride,
ratio 1,5x la puissance électrolyseur)
LCOE (électricité PV+éolien hybride, Sud
Maroc)
Facteur de charge électrolyseur
Rendement électrolyse
Consommation spécique
WACC
Durée de vie projet
100 MW
600 $/kW ⇒ 60 M$
Inclus dans LCOE d'achat
LCOH résultant
20 - 25 $/MWh (0,0200,025 $/kWh)
45 - 55 %
70 % (alcalin)
52 kWh/kg H2
8%
25 ans (stack remplacé tous
les 10 ans)
env. 2,0 - 3,0 $/kg
Ce résultat est cohérent avec les études techno-économiques publiées sur des sites marocains à fort
potentiel (Dakhla, Laâyoune, Guelmim-Oued Noun), qui situent le LCOH marocain optimal entre
environ 2,2 et 3,9 $/kg dans les congurations les plus favorables (hybridation PV-éolien, WACC
compétitif, sites côtiers sud), avec des valeurs pouvant descendre vers 2,5 $/kg dans certaines
analyses optimisées, ce qui positionnerait le Maroc parmi les pays les plus compétitifs au monde
pour cette lière.
5.3 Facteurs qui inuencent le LCOH
Facteur
Mécanisme d'inuence
Sensibilité
Coût de l'électricité Poste dominant (50-65% du LCOH) ; Très forte
(LCOE)
dépend du gisement solaire/éolien local
et du coût de nancement des actifs renouvelables
Facteur de charge de Un FC plus élevé amortit mieux le Forte
l'électrolyseur
CAPEX de l'électrolyseur, mais impose
souvent une électricité moins pure/plus
chère (mix ou réseau)
CAPEX
de En baisse continue (eet d'échelle in- Forte
l'électrolyseur
dustrielle, concurrence chinoise)
17
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L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 5.
LA CHAÎNE DE VALEUR COMPLÈTE DE L'HYDROGÈNE VERT : MAROC ET
Facteur
INTERNATIONAL
Mécanisme d'inuence
Sensibilité
WACC / coût du capital Le risque pays, la maturité du cadre
juridique et la structuration nancière
(dette/fonds propres, garanties) inuencent directement le taux exigé
Rendement
de Techno PEM vs alcalin vs SOEC ;
l'électrolyseur
dégradation dans le temps
Coût et disponibilité de Dessalement nécessaire sur sites côtiers
l'eau
arides (ajoute 0,05-0,3 $/kg au LCOH)
Coûts
de
trans- Ajoute souvent 30 à 100 % au coût de
port/conversion
en production initial selon la distance et la
dérivés
forme (ammoniac, liquéfaction)
Régime scal et incita- Exonérations,
foncier
grations
tuit/concessionnel, subventions à la
production réduisent le coût perçu par l'investisseur
Taille et eet d'échelle Les très grands projets (GW) bénédu projet
cient d'économies d'échelle sur le
CAPEX et la négociation EPC
Très forte
Moyenne
Faible
moyenne
Forte
l'export
à
pour
Forte
Moyenne à forte
5.4 Comparaison internationale de la chaîne de valeur
Pays/Région
Maroc
Chili
Golfe (Arabie Saoudite,
Oman, EAU)
Namibie
/
Afrique
australe
Australie
Union
Européenne
Atout principal
LCOH indicatif
Stratégie dominante
Gisement
solaire+éolien
complémentaire, proximité Europe, foncier
disponible
Meilleur gisement solaire mondial (désert
d'Atacama) + éolien
Patagonie
Capital
abondant,
électricité très bon
marché,
projets
géants (NEOM)
Gisement
solaire
exceptionnel, faible
densité de population
Immense
potentiel
solaire/éolien, capital
domestique fort
Marché de consommation, cadre réglementaire (RED III,
CBAM)
2,2 - 4 $/kg (Sud)
Export vers Europe
(ammoniac,
dérivés),
Ore Maroc
1,5 - 3 $/kg
Export Asie/Europe,
hub sud-américain
1,5 - 2,5 $/kg
Mégaprojets intégrés,
diversication
postpétrole
2 - 3,5 $/kg
Projets d'ampleur (Hyphen), encore émergent
2,5 - 4,5 $/kg
Export
vers
(Japon, Corée)
4,5 - 8 $/kg
Production domestique
limitée + import massif
18
Asie
Enactus EMI
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 5.
Pays/Région
États-Unis
LA CHAÎNE DE VALEUR COMPLÈTE DE L'HYDROGÈNE VERT : MAROC ET
INTERNATIONAL
Atout principal
LCOH indicatif
Stratégie dominante
Crédit d'impôt 45V, 1 - 3 $/kg (avec Mix vert/bleu, marché
domestique
gaz naturel bon crédit)
marché (hydrogène
bleu compétitif)
Le positionnement compétitif du Maroc
Le Maroc combine trois avantages rarement réunis simultanément : (1) un gisement renouvelable de classe mondiale avec une forte complémentarité solaire/éolien dans les régions
de Dakhla-Oued Ed-Dahab, Laâyoune-Sakia El Hamra et Guelmim-Oued Noun ; (2) une
proximité géographique avec le marché européen (14 km au détroit de Gibraltar), réduisant les coûts et risques logistiques par rapport aux concurrents (Chili, Australie, Golfe)
; (3) un cadre institutionnel volontariste porté au plus haut niveau de l'État (Ore
Maroc, détaillée au Chapitre 7), avec un foncier public de plus d'un million d'hectares dédié
à la lière. Ces facteurs expliquent pourquoi le Royaume ambitionne de capter plus de 4 %
de la demande mondiale d'hydrogène vert à l'horizon 2030.
19
Enactus EMI
Chapitre 6
Processus technique : de l'électricité renouvelable à l'hydrogène et à ses dérivés
6.1 L'électrolyse de l'eau : principe physico-chimique
L'électrolyse consiste à décomposer l'eau en dihydrogène et dioxygène par passage d'un courant
électrique continu à travers un électrolyseur, composé de deux électrodes (anode et cathode)
séparées par un électrolyte ou une membrane.
Réactions aux électrodes
Cathode (réduction) : 4 H2 O + 4 e− → 2 H2 + 4 OH−
Anode (oxydation) : 4 OH− → O2 + 2 H2 O + 4 e−
Bilan global : 2 H2 O → 2 H2 + O2
La décomposition de l'eau nécessite théoriquement 39,4 kWh d'électricité par kg d'H2 produit
(énergie de Gibbs, tension théorique de 1,23 V), mais les pertes irréversibles (surtensions,
résistance ohmique) portent la consommation réelle industrielle à 50-55 kWh/kg (alcalin)
et 48-52 kWh/kg (PEM), soit un rendement de 70 à 80 %.
6.2 Les trois technologies d'électrolyseurs
Technologie
Alcaline
(AWE)
Principe
Avantages / Limites
Électrolyte liquide (KOH), Technologie mature, faible
électrodes en nickel
coût, longue durée de vie
(25-30 ans) ; réponse dynamique plus lente, moins
adaptée aux variations
rapides du renouvelable
PEM (mem- Membrane
polymère Réponse rapide (bien
brane
solide, électrodes pla- adaptée à l'intermittence
échangeuse
tine/iridium
solaire/éolien),
forte
de protons)
densité de courant, encombrement réduit ; coût
plus élevé (métaux précieux), durée de vie stack
plus courte (7-12 ans)
20
Maturité
Très mature
(>100
ans,
industrialisée)
Mature,
en
forte
croissance
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 6.
PROCESSUS TECHNIQUE : DE L'ÉLECTRICITÉ RENOUVELABLE À
L'HYDROGÈNE ET À SES DÉRIVÉS
Technologie
Principe
Avantages / Limites
Maturité
SOEC (oxyde Fonctionne à haute tem- Meilleur
rendement Émergente
solide)
pérature
(700-850°C), (jusqu'à 85%), peut val- (pré-
oriser la chaleur fatale commerciale)
industrielle/nucléaire
;
technologie moins mature, sensible aux cycles
thermiques
électrolyte céramique
Le goulot d'étranglement critique : l'iridium
Les électrolyseurs PEM nécessitent de l'iridium comme catalyseur anodique un métal
parmi les plus rares sur Terre (production mondiale annuelle d'environ 7 à 8 tonnes seulement, majoritairement issue d'Afrique du Sud comme sous-produit du platine). Ce goulot
d'étranglement matière est identié par de nombreux analystes comme une contrainte structurelle majeure au déploiement massif du PEM à l'échelle nécessaire pour les objectifs climatiques mondiaux, et pousse l'industrie vers la réduction du contenu en iridium (low-loading
catalysts ) ou vers l'alcalin/AEM pour les très grands projets.
6.3 Le procédé industriel complet
1. Captation et traitement de l'eau : l'électrolyse nécessite de l'eau ultra-pure (déminéralisée,
résistivité > 1 MΩ·cm). Sur les sites côtiers arides (Sud marocain), l'eau de mer est d'abord
dessalée par osmose inverse (consommation d'environ 9 à 12 litres d'eau brute par kg d'H2
produit après pertes, contre environ 9 litres théoriques d'eau pure par kg d'H2 ).
2. Conversion électrique : le courant alternatif (AC) produit par les éoliennes/onduleurs PV
est converti en courant continu (DC) via des redresseurs, avec des pertes de conversion de 2 à
4 %.
3. Électrolyse : production d'H2 gazeux (typiquement à 1-30 bars en sortie de stack) et d'O2
(généralement évacué ou valorisé industriellement).
4. Purication : élimination des traces d'oxygène et d'eau résiduelle (déshydratation, tamis
moléculaires) pour atteindre une pureté de 99,9 à 99,999 % selon l'usage visé (mobilité :
99,97% minimum selon la norme ISO 14687).
5. Compression / liquéfaction / conversion : selon la destination nale de l'hydrogène (voir
section suivante).
6.4 Transformation en électricité : les deux voies de reconversion
6.4.1 La pile à combustible (fuel cell )
Fonctionnement inverse de l'électrolyse : l'hydrogène réagit avec l'oxygène de l'air pour produire
de l'électricité, de la chaleur et de l'eau, sans combustion :
2 H2 + O2 → 2 H2 O + électricité + chaleur
La technologie dominante est la PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell ), utilisée dans les
véhicules à hydrogène et les applications stationnaires, avec un rendement électrique de 50 à 60 %.
21
Enactus EMI
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 6.
PROCESSUS TECHNIQUE : DE L'ÉLECTRICITÉ RENOUVELABLE À
L'HYDROGÈNE ET À SES DÉRIVÉS
Les piles à combustible à oxyde solide (SOFC) orent un rendement supérieur (60 %+) pour les
applications stationnaires de forte puissance, avec possibilité de cogénération (valorisation de la
chaleur, rendement global >80%).
6.4.2 La turbine ou le moteur à combustion hydrogène
L'hydrogène peut également être brûlé directement dans des turbines à gaz adaptées (mélangé au
gaz naturel dans des proportions croissantes, ou en 100% H2 pour les turbines les plus récentes)
ou dans des moteurs à combustion interne modiés. Le rendement est plus proche des technologies
thermiques classiques (35-45%), inférieur à la pile à combustible, mais cette voie permet de valoriser de grandes puissances avec une technologie proche de l'existant (reconversion de centrales
à gaz).
6.5 Transformation en dérivés chimiques
6.5.1 Ammoniac vert (NH )
3
Voie de valorisation la plus mature pour l'export, via le procédé Haber-Bosch : combinaison de
l'H2 avec de l'azote (N2 , extrait de l'air par séparation cryogénique) sous haute pression (150-300
bars) et haute température (400-500°C), en présence d'un catalyseur au fer :
N2 + 3 H2 → 2 NH3
L'ammoniac est liquide à -33°C (pression atmosphérique) ou à température ambiante sous 810 bars, ce qui le rend bien plus facile et économique à stocker/transporter que l'H2 liquide
(-253°C). Il sert à la fois de vecteur d'export d'hydrogène (avec un craquage ultérieur pour
récupérer l'H2 à destination, moyennant un coût énergétique) et de carburant marin bascarbone direct (adopté progressivement par l'industrie du transport maritime sous l'impulsion
de la réglementation de l'Organisation Maritime Internationale).
6.5.2 Méthanol vert et e-fuels
Combinaison de l'H2 avec du CO2 capté (industriel, biogénique, ou direct-air-capture) :
CO2 + 3 H2 → CH3 OH + H2 O
Le méthanol vert est un carburant liquide à température ambiante, utilisable dans l'industrie chimique (matière première pour plastiques, solvants) et de plus en plus comme carburant maritime
(moteurs bicarburants déjà commercialisés). Des voies similaires (Fischer-Tropsch) permettent
de produire des e-kérosènes pour l'aviation, un segment jugé prioritaire car l'aviation ne dispose de quasiment aucune alternative de décarbonation directe (batteries trop lourdes pour le
long-courrier).
6.5.3 Réduction directe du fer (DRI-H2) l'acier vert
Dans la sidérurgie classique, le charbon (coke) sert à la fois de source de chaleur et d'agent
réducteur pour extraire le fer de son minerai (oxyde de fer), un procédé fortement émetteur de
CO2 (le secteur représente environ 7 à 9 % des émissions mondiales de CO2 ). La voie DRI-H2
(Direct Reduced Iron ) remplace le charbon par de l'hydrogène vert comme agent réducteur :
Fe2 O3 + 3 H2 → 2 Fe + 3 H2 O
Cette voie, en cours de déploiement industriel (notamment en Suède projet HYBRIT et en
Allemagne), est un des débouchés les plus stratégiques pour l'hydrogène vert car elle décarbone
un secteur massivement émetteur sans alternative technologique équivalente.
22
Enactus EMI
L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 6.
PROCESSUS TECHNIQUE : DE L'ÉLECTRICITÉ RENOUVELABLE À
L'HYDROGÈNE ET À SES DÉRIVÉS
Synthèse des voies de valorisation
ˆ H2 pur (gazeux/liquide) : mobilité lourde, injection dans réseaux gaziers (blending),
usage industriel direct
ˆ Ammoniac vert : export international, carburant marin, matière première engrais
ˆ Méthanol vert / e-fuels : carburant maritime/aérien, industrie chimique
ˆ DRI-H2 : décarbonation de la sidérurgie (acier vert)
ˆ Électricité (via pile à combustible/turbine) : stockage saisonnier, pointe électrique
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Chapitre 7
L'Ore Maroc pour l'hydrogène vert : positionnement de MASEN et gouvernance
7.1 Genèse et cadre politique
L'Ore Maroc pour l'hydrogène vert est une initiative directement issue des Hautes Instructions
Royales. Le projet a été commandé par le Roi Mohammed VI en novembre 2022, puis validé
en juillet 2023, avant d'être ociellement concrétisé par la publication, le 11 mars 2024, de la
circulaire n° 03/2024 du Chef du gouvernement relative à la mise en ÷uvre de l' Ore
Maroc pour le développement de la lière de l'hydrogène vert. Cette circulaire élaborée avec
le concours de MASEN et de l'AMDIE (Agence marocaine de développement des investissements
et des exportations) constitue une sorte de mini-charte de l'investissement sectorielle, se
voulant une démarche holistique, transparente et pragmatique donnant une visibilité maximale
aux investisseurs.
Vision Royale
Lors du discours du 24e anniversaire de l'accession au Trône (29 juillet 2023), le Roi Mohammed VI a explicitement engagé le gouvernement à mettre en ÷uvre rapidement et qualitativement l'Ore Maroc pour l'hydrogène vert, an de valoriser les atouts dont dispose
Notre pays en la matière . Le Royaume ambitionne de se positionner parmi les pays à plus
fort potentiel mondial pour cette lière, avec l'objectif de satisfaire plus de 4 % de la demande
mondiale d'hydrogène vert à l'horizon 2030.
7.2 Champ d'application
L'Ore Maroc s'adresse à tout investisseur ou consortium marocain ou international souhaitant produire, à échelle industrielle, de l'hydrogène vert et ses dérivés (ammoniac, méthanol,
carburants synthétiques) sur le territoire du Royaume, que ce soit pour le marché domestique,
l'export, ou les deux. Elle couvre exclusivement les projets intégrés, c'est-à-dire l'ensemble de
la chaîne de valeur : de la génération d'électricité renouvelable en amont, jusqu'à la transformation
de l'hydrogène en dérivés et à la logistique associée en aval. La taille minimale d'un projet est
déterminée par la taille minimale des lots de foncier attribués : 10 000 hectares.
7.3 Gouvernance : deux institutions clés
La circulaire organise la gouvernance de l'Ore Maroc autour de deux piliers institutionnels complémentaires :
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L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 7.
L'OFFRE MAROC POUR L'HYDROGÈNE VERT : POSITIONNEMENT DE
7.3.1 MASEN, point focal unique des investisseurs
MASEN ET GOUVERNANCE
MASEN (Moroccan Agency for Sustainable Energy) est désignée comme le point focal et interlocuteur privilégié des investisseurs, depuis la soumission des dossiers jusqu'à la décision
nale d'investissement. Ce choix a été justié par le ministre chargé de l'Investissement, Mohcine
Jazouli, par la nécessité d'une entité stable, capable de transcender les gouvernements sur
une stratégie qui s'inscrit sur plusieurs décennies. MASEN a créé en son sein un pôle spécialisé,
avec une équipe transverse multidisciplinaire couvrant la structuration nancière, le juridique,
l'ingénierie, la construction, le développement et la coopération internationale.
Les missions conées à MASEN incluent notamment :
ˆ Communiquer sur l'Ore Maroc auprès des investisseurs internationaux ;
ˆ Recevoir, informer et orienter les entreprises désireuses d'investir ;
ˆ Mettre en relation les investisseurs avec les départements ministériels et établissements publics
concernés ;
ˆ Assurer la coordination avec les walis et gouverneurs pour l'attribution du foncier ;
ˆ Proposer des scénarios argumentés d'attribution des parcelles au Comité d'investissement hy-
drogène vert ;
ˆ Assister les investisseurs dans les démarches administratives ;
ˆ Accompagner, avec l'autorité gouvernementale chargée de l'Énergie et l'ONEE, la vérication
de l'adéquation des projets avec les capacités du réseau électrique ;
ˆ Transmettre les dossiers au Comité d'investissement hydrogène vert.
7.3.2 Le Comité de pilotage et le Comité d'investissement
Le suivi de la mise en ÷uvre de l'Ore Maroc par l'État est assuré par un Comité de pilotage
chargé de l'hydrogène vert, présidé par le Chef du gouvernement, et assisté d'un Comité
d'investissement hydrogène vert. Ce dispositif rassemble les ministères concernés (Intérieur,
Équipement et Eau, Industrie et Commerce, Investissement, Économie et Finances/Budget) ainsi
que la direction de MASEN, et se réunit périodiquement pour valider les scénarios d'attribution
foncière et arbitrer les grandes orientations de la lière. Des ateliers thématiques (techniques, industriels, investissement, budget) réunissent régulièrement l'ensemble des institutions concernées.
7.4 Incitations oertes aux investisseurs
7.4.1 Foncier
ˆ Mise à disposition d'un foncier public de plus d'un million d'hectares, dédié, accessible et
à fort potentiel, principalement dans les régions du Sud (Guelmim-Oued Noun, Laâyoune-Sakia
El Hamra, Dakhla-Oued Ed-Dahab) ;
ˆ Un processus en plusieurs étapes : négociations initiales → contrat préliminaire de réservation
de foncier → négociations nales → convention d'études avancées → contrat dénitif, avec des
délais encadrés pour éviter toute spéculation foncière.
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L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 7.
L'OFFRE MAROC POUR L'HYDROGÈNE VERT : POSITIONNEMENT DE
7.4.2 Incitations scales et douanières
MASEN ET GOUVERNANCE
ˆ Exonération du droit d'importation sur les biens et équipements nécessaires au projet ;
ˆ Exonération de la TVA, aussi bien pour les biens acquis localement qu'à l'importation ;
ˆ Éligibilité, selon les conditions en vigueur, aux avantages de la nouvelle Charte de l'investissement
(primes à l'investissement, contrats de développement territorial) ;
ˆ Éligibilité potentielle aux avantages des Zones d'Accélération Industrielle (ZAI) pour
certains segments de la chaîne de valeur.
Principe de gradation des incitations
Selon les explications données par le ministre Mohcine Jazouli, la logique de l'Ore Maroc
est gagnant-gagnant mais diérenciée : plus l'investisseur va loin dans l'intégration
de la chaîne de valeur sur le territoire marocain (intégration industrielle horizontale équipementiers de la lière et verticale industries consommatrices d'hydrogène et de ses
dérivés), meilleurs sont les avantages accordés. L'État recherche en priorité la création
d'emplois, la création de valeur locale à long terme et la souveraineté énergétique des
critères non négociables dans l'évaluation des projets.
7.5 Processus de sélection des investisseurs
Les investisseurs ou consortiums intéressés soumettent leur dossier à MASEN, en sa qualité de
point focal, incluant les données requises par les critères d'appréciation de la circulaire. Le processus se déroule en plusieurs étapes :
1. Réception et évaluation du dossier par MASEN, qui analyse l'expérience de l'investisseur
sur l'ensemble de la chaîne de valeur, ainsi que les hypothèses économiques et nancières du
projet. Les critères, non exhaustifs, incluent notamment :
ˆ la robustesse nancière des investisseurs ;
ˆ leur expérience dans les diérents segments de la chaîne de valeur de l'hydrogène vert et
de l'énergie ;
ˆ la vision du projet pour le Maroc et ses externalités positives (intégration industrielle
horizontale et verticale) ;
ˆ la pertinence stratégique et les retombées économiques attendues (emploi, transfert de
compétences).
2. Négociations initiales entre MASEN et l'investisseur, portant sur l'allocation du foncier
nécessaire, les externalités attendues et les attentes réciproques. En cas d'accord sur l'ensemble
des termes, ces négociations aboutissent à un contrat préliminaire de réservation de
foncier.
3. Négociations nales, menées par les mêmes acteurs, débouchant sur une convention d'études
avancées (permettant à l'investisseur de conduire les études techniques, environnementales
et de faisabilité sur le site réservé).
4. Suivi de la réalisation, assuré conjointement par la Charte de l'investissement et par
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L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 7.
L'OFFRE MAROC POUR L'HYDROGÈNE VERT : POSITIONNEMENT DE
MASEN ET GOUVERNANCE
MASEN, jusqu'à la mise en production eective.
Pour les investisseurs déjà engagés avec des projets préalablement soumis aux autorités (ayant
parfois déjà obtenu des autorisations pour des études in situ ), MASEN les intègre directement
dans ce processus en concertation avec l'autorité gouvernementale chargée de l'investissement.
Premières sélections : un jalon concret
Lors de la réunion du Comité de pilotage du 6-7 mars 2025, le gouvernement a dévoilé la liste
des cinq premiers investisseurs sélectionnés (parmi 40 dossiers déposés) pour réaliser six
projets de production d'hydrogène vert, représentant un montant d'investissement projeté
de 319 milliards de dirhams, localisés dans les trois régions du Sud du Royaume. Parmi
les groupes engagés gurent notamment Acwa Power (groupe saoudien, déjà opérateur des
complexes solaires Noor au Maroc, avec une ambition de production d'acier vert) et Cepsa
(groupe énergétique espagnol, avec un intérêt pour l'ammoniac vert et les biocarburants, et
une réexion antérieure autour d'un hydroduc reliant le Maroc à la ranerie de San Roque à
Cadix). Le processus de sélection reste ouvert : de nouvelles phases sont prévues. Selon Tarik
Moufaddal, PDG de MASEN, le succès du dispositif repose sur un parcours simplié garantissant clarté et visibilité aux investisseurs tout au long du processus.
7.6 Infrastructures habilitantes
La circulaire prévoit également le développement, en coordination avec les autorités compétentes,
d'une infrastructure compétitive mutualisée, éventuellement dans le cadre de partenariats publicprivé :
ˆ Études des infrastructures portuaires nécessaires (autorité chargée de l'équipement +
Agence nationale des ports), avec évaluation des coûts et schémas de nancement un axe
majeur pour les régions du Sud (projet de nouvelle infrastructure portuaire à Tan Tan / El
Ouatia) ;
ˆ Études d'un réseau national dédié (autorité chargée de l'Énergie + Oce national des
hydrocarbures et des mines) pour le transport de l'hydrogène et de ses dérivés ;
ˆ Adéquation avec les capacités d'accueil du réseau électrique national, en lien avec
l'ONEE, incluant le développement du réseau si nécessaire pour les projets de grande taille.
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Chapitre 8
Étapes pour investir dans l'hydrogène vert
au Maroc : vue entreprise
8.1 Vue d'ensemble du parcours investisseur
Pour une entreprise ou un consortium envisageant un projet d'hydrogène vert au Maroc, le parcours combine les étapes réglementaires/institutionnelles imposées par l'Ore Maroc (Chapitre 7)
et les étapes techniques et nancières internes classiques de tout grand projet industriel énergétique, qui déterminent en interne si l'entreprise décide d'aller ( go ) ou non ( no-go )
jusqu'à la décision nale d'investissement.
1. Manifestation
d'intérêt &
pré-qualication
2. Étude
d'opportunité
(screening )
4. FEED
(ingénierie
de base)
3. Étude de
faisabilité
5. Structuration
nancière
6. FID (décision nale)
8.2 Étape 1 : Manifestation d'intérêt et pré-qualication
L'entreprise soumet à MASEN une manifestation d'intérêt incluant sa présentation institutionnelle, ses références dans la lière énergie/hydrogène, une première esquisse du projet (localisation
souhaitée, taille visée, marché cible domestique ou export) et des éléments démontrant sa robustesse nancière (états nanciers, lettres de soutien bancaire). C'est l'étape où MASEN évalue
la crédibilité du porteur de projet avant d'engager le processus de négociation foncière.
8.3 Étape 2 : Étude d'opportunité (screening )
En parallèle des discussions institutionnelles, l'entreprise conduit en interne une étude d'opportunité
rapide et peu coûteuse, destinée à écarter précocement les projets non viables :
ˆ Analyse macro du gisement renouvelable du site envisagé (données satellitaires solaires/éoliennes
bases NASA POWER, Global Wind Atlas, Global Solar Atlas) ;
ˆ Estimation préliminaire du LCOH par des ratios rapides ( rule of thumb ) ;
ˆ Identication des débouchés potentiels (marché domestique vs. export, clients potentiels,
distance aux infrastructures portuaires) ;
ˆ Premier balayage des risques pays et réglementaires.
Cette étape se solde par une décision go/no-go rapide avant d'engager des dépenses signicatives.
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L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 8.
ÉTAPES POUR INVESTIR DANS L'HYDROGÈNE VERT AU MAROC : VUE
ENTREPRISE
8.4 Étape 3 : L'étude de faisabilité (Feasibility Study )
C'est la première étude technique et nancière substantielle, généralement conduite avec l'appui
de bureaux d'ingénierie spécialisés et de conseils nanciers. Elle vise à démontrer, avec un niveau
de précision de l'ordre de ±30-40 %, que le projet est viable techniquement, économiquement et
réglementairement.
Contenu typique d'une étude de faisabilité hydrogène vert
ˆ Étude de ressource détaillée : campagnes de mesure de vent (mâts de mesure sur site,
12 mois minimum idéalement) et modélisation solaire précise ;
ˆ Dimensionnement technique préliminaire : puissance PV/éolien, capacité électrolyseur, technologie retenue (alcalin/PEM), conguration de stockage ;
ˆ Étude de raccordement : accès au réseau électrique (si nécessaire), accès à l'eau
(dessalement), accès portuaire/logistique ;
ˆ Modèle nancier préliminaire : CAPEX/OPEX à ±30-40%, calcul du LCOH, sensibilités, structure de nancement envisagée (ratio dette/fonds propres) ;
ˆ Étude de marché et de la demande : identication des acheteurs potentiels (otakers ),
analyse de la volonté de payer un green premium , cadre réglementaire des marchés
cibles (CBAM, mandats maritimes) ;
ˆ Étude d'impact environnemental et social préliminaire (EIES) : cadrage des enjeux
(biodiversité, consommation d'eau, populations locales, patrimoine) conformément à la loi
marocaine 12-03/49-17 relative aux études d'impact sur l'environnement ;
ˆ Analyse des risques : risques de construction, risques de prix de l'électricité, risque de
contrepartie (otaker), risque réglementaire, risque de change.
Le coût d'une étude de faisabilité pour un projet de grande taille se situe typiquement entre 2 et
8 millions de dollars, nancé sur fonds propres du développeur, sans garantie de succès (risque de
no-go à l'issue de l'étude si les paramètres ne sont pas au rendez-vous un risque explicitement
souligné par le ministre Jazouli, qui évoque des montants de l'ordre de 50 millions de dollars pour les études de projets d'hydrogène vert les plus ambitieux).
8.5 Étape 4 : Le FEED (Front-End Engineering Design )
Une fois la faisabilité conrmée, le projet entre en phase de FEED (ingénierie de base), qui ane
la précision des estimations à ±10-15 % et prépare les spécications techniques nécessaires à la
contractualisation EPC (Engineering, Procurement and Construction ).
Contenu du FEED
ˆ Ingénierie détaillée des procédés (PFD Process Flow Diagrams, P&ID Pip-
ing and Instrumentation Diagrams ) pour l'ensemble des unités (production renouvelable,
électrolyse, traitement d'eau, conditionnement/synthèse dérivés) ;
ˆ Spécications techniques des équipements majeurs (électrolyseurs, turbines/panneaux, unités de dessalement, unité Haber-Bosch le cas échéant) et consultation
préliminaire des fournisseurs (vendor list ) ;
ˆ Plan d'implantation détaillé (site layout ) et études géotechniques du site ;
ˆ Estimation de coûts de classe AACE 3 (précision ±10-15%), généralement la base
du contrat EPC à prix forfaitaire (lump-sum turnkey ) ;
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L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 8.
ÉTAPES POUR INVESTIR DANS L'HYDROGÈNE VERT AU MAROC : VUE
ENTREPRISE
ˆ Planning détaillé de construction et de mise en service ;
ˆ Finalisation de l'étude d'impact environnemental et social (EIES) complète et ob-
tention de l'acceptabilité environnementale ;
ˆ Sécurisation des contrats d'achat (otake agreements ) souvent une condition suspensive majeure avant la FID, les prêteurs exigeant généralement 60 à 100% de la production
contractualisée sur le long terme.
Le FEED représente généralement 1 à 3 % du CAPEX total du projet et dure de 6 à 18 mois
selon la complexité et la taille.
8.6 Étape 5 : Structuration nancière
En parallèle ou à l'issue du FEED, l'entreprise structure le nancement du projet, généralement
en nancement de projet (project nance, avec recours limité limited recourse sur la
maison-mère), impliquant :
ˆ Constitution d'une société de projet dédiée (SPV Special Purpose Vehicle ) ;
ˆ Levée de fonds propres (equity ) auprès des sponsors du consortium, éventuellement complétée
par des fonds d'infrastructure ou de capital-investissement ;
ˆ Négociation de la dette senior auprès de banques commerciales, banques de développement
(BERD, BAD, BEI, Proparco, DEG) et agences de crédit-export ;
ˆ Mobilisation, le cas échéant, de nancements concessionnels ou garanties (mécanismes
de l'Ore Maroc, garanties multilatérales de type MIGA) pour réduire le WACC global du
projet ;
ˆ Structuration des contrats-clés (EPC à prix forfaitaire, contrat d'exploitation-maintenance
O&M, contrats d'achat d'électricité PPA le cas échéant, contrats d'otake hydrogène/dérivés).
8.7 Étape 6 : La décision nale d'investissement (FID)
La FID (Final Investment Decision ) est l'acte par lequel les organes de gouvernance de l'entreprise
(conseil d'administration, comité d'investissement) engagent formellement et irrévocablement les
capitaux nécessaires à la construction. Elle intervient typiquement lorsque l'ensemble des conditions suivantes sont réunies :
1. Le FEED est nalisé et le contrat EPC est négocié à un prix ferme ;
2. Les contrats d'otake couvrent une part susante de la production sur une durée susante
pour rassurer les prêteurs ;
3. Le nancement (dette + fonds propres) est totalement bouclé (nancial close ) ;
4. Tous les permis et autorisations administratives, environnementales et foncières sont obtenus
;
5. Le rendement projeté (TRI projet, VAN) satisfait le seuil de rentabilité exigé par les sponsors
et les prêteurs.
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L'Hydrogène Vert
CHAPITRE 8.
ÉTAPES POUR INVESTIR DANS L'HYDROGÈNE VERT AU MAROC : VUE
ENTREPRISE
Le cimetière des FID : une réalité du marché 2025-2026
Le marché mondial de l'hydrogène vert a connu, en 2025-2026, un nombre signicatif
d'annulations ou de reports de FID, y compris pour des projets emblématiques, faute de
contrats d'otake susamment sécurisés ou de rentabilité au rendez-vous compte tenu des
coûts de nancement élevés. C'est précisément pour éviter cet écueil que l'Ore Maroc structure un accompagnement étroit des investisseurs dès l'amont (via MASEN), an de sécuriser
en amont les conditions favorables à une FID positive : foncier réservé sans risque spéculatif, incitations scales claires, et accompagnement dans la recherche de débouchés. Une
entreprise sérieuse doit donc, dès l'étude de faisabilité, porter une attention prioritaire à la
sécurisation de la demande (otake) autant qu'à l'optimisation technique du LCOH.
8.8 Synthèse : la checklist de l'investisseur
Étape
Question clé à laquelle répondre avant de passer
à l'étape suivante
Manifestation
d'intérêt
Étude d'opportunité
Sommes-nous crédibles aux yeux de MASEN (expérience,
solidité nancière) ?
Le site a-t-il un gisement renouvelable compétitif à
l'échelle mondiale ?
Étude de faisabilité
Le LCOH projeté est-il compatible avec un marché réaliste (avec ou sans subvention) ?
FEED
Avons-nous un prix EPC ferme et des otakers susamment engagés ?
Structuration nan- Le WACC obtenu permet-il d'atteindre le TRI minimum
cière
exigé par les sponsors ?
FID
Toutes les conditions suspensives (permis, nancement,
contrats) sont-elles levées ?
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Conclusion
L'hydrogène vert s'inscrit dans une réponse structurelle à la crise climatique, à la nitude des
ressources fossiles et aux risques géopolitiques associés à la dépendance énergétique. Il ne constitue pas une alternative universelle à l'électrication directe moins ecace thermodynamiquement mais un vecteur complémentaire et indispensable pour décarboner les usages où
l'électrication directe échoue : industrie lourde (sidérurgie, ammoniac), transport maritime et
aérien, et stockage saisonnier d'énergie renouvelable.
Sa compétitivité économique dépend avant tout du coût de l'électricité renouvelable mobilisée, ce
qui explique pourquoi les pays à fort gisement solaire et éolien Maroc, Chili, Golfe, Namibie,
Australie se positionnent comme les futurs hubs mondiaux de production et d'export.
Le Maroc y ajoute deux atouts rares : une proximité géographique immédiate avec le marché
européen, et un cadre institutionnel volontariste porté au plus haut niveau de l'État à travers
l'Ore Maroc et le rôle de point focal coné à MASEN.
Pour une entreprise, réussir un projet d'hydrogène vert suppose de conjuguer rigueur technicoéconomique (étude de faisabilité, FEED, calcul précis du LCOH) et sécurisation de la demande
(contrats d'otake), dans un contexte de marché mondial qui, après une phase d'euphorie, entre
dans une phase de sélectivité accrue où seuls les projets les mieux structurés, adossés aux meilleurs
gisements renouvelables et aux cadres incitatifs les plus solides, atteindront la décision nale
d'investissement.
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Principales sources
ˆ MASEN Ore Maroc Hydrogène Vert, https://www.masen.ma/fr/hydrogene-vert-maroc
ˆ Circulaire n° 03/2024 du Chef du gouvernement relative à la mise en ÷uvre de l' Ore Maroc
, 11 mars 2024 Chef du Gouvernement du Royaume du Maroc, https://www.cg.gov.ma/
fr/circulaires
ˆ Médias24 dossiers de décryptage de l'Ore Maroc Hydrogène Vert (mars 2024, mars 2025)
ˆ Le Desk Hydrogène vert : le balisage pour les investisseurs, Masen en point focal ˆ Agence Internationale de l'Énergie (AIE/IEA) Global Hydrogen Review, Levelised Cost of
Hydrogen Data Tools
ˆ IRENA Green Hydrogen Cost Reduction / Hydrogen: A Renewable Energy Perspective
ˆ Lazard Levelized Cost of Hydrogen Analysis
ˆ Études techno-économiques ScienceDirect sur le LCOH au Maroc (production éolienne et so-
laire, régions de Dakhla, Laâyoune, Guelmim-Oued Noun)
ˆ Hespress étude régionale comparative du LCOH au Maroc (2026)
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