Hydrogène : à quoi peut-il vraiment servir pour le climat ?

Dernière modification le 20-10-2026 à 20:13:26

L’hydrogèneL'hydrogène est l'élément chimique de numéro atomique 1, de symbole H. L'hydrogène présent sur Terre est presque entièrement constitué de l'isotope 1H (un proton, zéro neutron) ; il comporte environ 0,01 % de 2H (un proton, un neutron). Ces deux isotopes sont stables. Un troisième isotope 3H (un proton, deux neutrons), instable, est produit dans les explosions nucléaires. Ces trois isotopes sont respectivement appelés « protium », « deutérium » et « tritium ». More n’est pas une source d’énergie, mais un vecteur : il faut le produire, et chaque transformation coûte de l’énergie. Le monde en consomme près de 100 millions de tonnes par an, issues à plus de 99 % du gaz, du charbon et du pétrole, avec environ 980 millions de tonnes de CO₂ émises. Bas carbone, il serait précieux là où il n’existe pas d’alternative directe : engrais, chimie, acier, certains carburants pour bateaux et avions. Pour chauffer des logements ou faire rouler des voitures, l’électricité utilisée directement est nettement plus efficace. État des connaissances au 20 octobre 2026.

L’essentiel en 7 points

1. Vecteur, pas source : l’hydrogèneL'hydrogène est l'élément chimique de numéro atomique 1, de symbole H. L'hydrogène présent sur Terre est presque entièrement constitué de l'isotope 1H (un proton, zéro neutron) ; il comporte environ 0,01 % de 2H (un proton, un neutron). Ces deux isotopes sont stables. Un troisième isotope 3H (un proton, deux neutrons), instable, est produit dans les explosions nucléaires. Ces trois isotopes sont respectivement appelés « protium », « deutérium » et « tritium ». More est fabriqué à partir d’une autre énergie, avec des pertes à chaque étape.
2. Production quasi entièrement fossile : près de 100 millions de tonnes en 2024, dont moins de 1 % à faibles émissions¹.
3. Un poids climatique déjà élevé : la production d’hydrogèneL'hydrogène est l'élément chimique de numéro atomique 1, de symbole H. L'hydrogène présent sur Terre est presque entièrement constitué de l'isotope 1H (un proton, zéro neutron) ; il comporte environ 0,01 % de 2H (un proton, un neutron). Ces deux isotopes sont stables. Un troisième isotope 3H (un proton, deux neutrons), instable, est produit dans les explosions nucléaires. Ces trois isotopes sont respectivement appelés « protium », « deutérium » et « tritium ». More à partir de combustibles fossiles a généré environ 980 millions de tonnes de CO₂ en 2024, plus que l’Indonésie et la France réunies².
4. Des rendements faibles : dans une voiture à pile à combustible, environ 26 % de l’électricité renouvelable de départ arrive aux roues, contre 69 % pour une voiture à batterie et 13 % pour un moteur thermique alimenté en carburant de synthèse³.
5. Des usages à trier : l’hydrogène bas carbone est surtout pertinent là où il est irremplaçable. Une revue de 54 études indépendantes n’en voit aucune qui lui attribue un rôle significatif dans le chauffage des bâtiments⁴.
6. Des fuites qui comptent : l’hydrogène n’est pas un gaz à effet de serre direct, mais il réchauffe indirectement le climat, avec un potentiel de réchauffement global d’environ 12 sur 100 ans⁵.
7. En Suisse : la stratégie du Conseil fédéral (2024) le réserve en priorité à l’industrie et prévoit une demande de 3,6 à 10 TWh en 2050, en partie importée⁶.

1. Un vecteur d’énergie, pas une source

Qu’est-ce que cela change ?

Le dihydrogène (H₂), couramment appelé hydrogène, est presque absent à l’état libre dans notre environnement. On ne l’extrait pas comme du pétrole : on le fabrique à partir d’eau, de méthane ou de charbon en y consacrant de l’énergie, puis on le transporte et on le reconvertit⁷.

Comme l’électricité, il sert d’intermédiaire. La question clé est donc le rendement : quelle part de l’énergie de départ reste disponible à l’arrivée ?

Réactif ou carburant ?

L’hydrogène a deux usages de nature différente. Comme réactif chimique, il entre dans la composition d’un produit : on ne peut pas fabriquer d’ammoniac (NH₃), donc d’engrais azotés de synthèse, sans hydrogène. La seule question est alors de le produire avec moins d’émissions. Comme vecteur énergétique, il sert à transporter ou stocker de l’énergie, par exemple pour faire rouler un camion. Il est alors en concurrence avec d’autres solutions, souvent plus efficaces⁸.

Aujourd’hui, l’hydrogène est presque exclusivement un réactif industriel. En 2024, le raffinage du pétrole en a consommé plus de 43 millions de tonnes⁹. L’industrie en a utilisé 55 millions de tonnes, dont environ 60 % pour l’ammoniac, 30 % pour le méthanol et 10 % pour la réduction directe du minerai de fer dans la sidérurgie¹⁰. Les nouveaux usages représentaient moins de 1 % de la demande, presque entièrement pour produire des biocarburants¹.

2. Comment le produit-on ?

Une production dominée par le gaz et le charbon

La production mondiale a atteint près de 100 millions de tonnes en 2024, en hausse d’environ 2 %². Le vaporeformage du gaz naturel en fournit près des deux tiers. Le charbon vient en deuxième position, surtout en Chine. Une autre part est un sous-produit du raffinage et de la pétrochimie². La production à faibles émissions a atteint près de 0,8 million de tonnes, soit moins de 1 % du total. L’électrolyse de l’eau n’en représente qu’environ un sixième, un peu plus de 100 000 tonnes².

Quelles émissions ?

Le vaporeformage émet de 10 à 12 kg d’équivalent CO₂ par kilo d’hydrogène, la gazéification du charbon de 22 à 26 kg¹¹. Au total, la production d’hydrogène à partir de fossiles a généré environ 980 millions de tonnes de CO₂ en 2024, en hausse d’environ 3 % sur un an². Pour donner un ordre de grandeur, c’est plus de vingt fois les émissions de gaz à effet de serre de la Suisse, qui étaient de 40,1 millions de tonnes en 2024 (voir Plan climat suisse).

Les principales filières

• Vaporeformage du gaz naturel : le méthane réagit avec de la vapeur d’eau. C’est la méthode la moins chère dans les régions productrices de gaz. Son coût se situait entre 0,8 et 4,6 dollars par kilo en 2024¹².
• Vaporeformage avec captage et stockage du CO₂ (CSC) : on capte une partie du CO₂ émis à la sortie de l’usine. Les installations existantes, surtout en Amérique du Nord, ne captent qu’une partie du CO₂². Entre 75 et 95 % des émissions ont lieu sur le site de production et peuvent être réduites par captage ; le reste provient de l’extraction et du transport du gaz ou du charbon¹¹. Voir notre fiche Captage et stockage du CO₂.
• Électrolyse de l’eau : un courant électrique sépare l’eau en hydrogène et en oxygèneLe dioxygène, communément nommé oxygène, est une substance constituée de molécules O2 (constituées chacune de deux atomes d'oxygène). Gazeux dans les conditions normales de température et de pression, incolore, inodore et insipide, il participe à des réactions d'oxydoréduction, essentiellement la combustion, la corrosion et la respiration. Le dioxygène est l'une des formes allotropiques de l'oxygène. L'appellation « oxygène » sans autre précision est ambiguë parce que ce terme peut désigner l'élément oxygène (O) ou bien le gaz oxygène (O2). More. Elle consomme environ 50 à 55 kWh d’électricité par kilo d’hydrogène¹³. Son bilan climatique dépend entièrement de l’électricité utilisée : avec un courant très carboné, l’hydrogène électrolytique peut émettre davantage que celui issu du gaz.
• Autres voies : pyrolyse du méthane, conversion de biomasse, hydrogène naturel (voir section 8). Leur production reste marginale².

3. Les rendements : ce que coûte chaque conversion

De l’électricité aux roues

Une étude réalisée pour deux think tanks allemands de la transition énergétique compare trois manières d’utiliser une même électricité renouvelable pour faire rouler une voiture³ :

• Voiture à batterie : transport de l’électricité, charge et décharge, moteur électrique. Environ 69 % de l’énergie initiale arrive aux roues.
• Voiture à hydrogène : électrolyse (70 %), compression et transport (80 %), pile à combustible (60 %), moteur électrique. Il reste environ 26 %.
• Voiture thermique au carburant de synthèse (e-carburant) : électrolyse, synthèse d’un carburant liquide, puis moteur à combustion (30 %). Il reste environ 13 %.

Pour la même distance, une voiture à hydrogène consomme donc environ 2,6 fois plus d’électricité qu’une voiture à batterie, une voiture à e-carburant environ 5 fois plus³. Une analyse plus récente d’une organisation européenne des transports aboutit à des ordres de grandeur proches¹⁴. Voir aussi notre fiche Voitures électriques.

De l’électricité à l’électricité

Stocker de l’électricité sous forme d’hydrogène pour la restituer plus tard coûte aussi beaucoup d’énergie. Dans la chaîne analysée par la même étude, environ 21 % de l’électricité de départ ressort sous forme d’électricité, et 24 % sous forme de chaleur³. Comprimer l’hydrogène à 700 bars, la pression des réservoirs de véhicules, demande à elle seule près de 5 kWh par kilo¹³.

Ce rendement faible n’exclut pas tout usage. L’hydrogène se stocke en grandes quantités et sur de longues durées, ce que les batteries font mal. Il est donc envisagé pour les pointes de consommation ou les centrales de réserve, comme le prévoit la stratégie suisse⁶. Mais selon la chaîne, un usage qui passe par l’hydrogène demande de l’ordre de 2,5 à 5 fois plus d’électricité qu’un usage direct³.

4. Des usages pertinents et d’autres beaucoup moins

L’échelle de l’hydrogène

Une classification largement reprise, l’« échelle de l’hydrogène propre », range les usages selon qu’il existe ou non une alternative plus simple¹⁵. En haut de l’échelle figurent les usages « incontournables » : les usages actuels de l’industrie, c’est-à-dire les engrais, les raffineries et le méthanol. Juste en dessous vient l’aviation, sous forme de carburants de synthèse. En bas de l’échelle figurent les voitures particulières, le chauffage domestique et la production massive d’e-carburants, où des solutions plus directes existent¹⁵. L’Agence internationale de l’énergie range de son côté la sidérurgie, la navigation et l’aviation parmi les nouveaux usages où l’hydrogène bas carbone et ses dérivés pourraient remplacer des combustibles fossiles, à condition que des politiques publiques comblent l’écart de coût¹⁶.

Le raisonnement est simple : l’hydrogène bas carbone restera rare et cher pendant des années. Il est donc plus utile de remplacer d’abord l’hydrogène fossile déjà consommé que de créer de nouveaux usages là où l’électricité suffit.

Le cas du chauffage des bâtiments

Une méta-analyse publiée en 2024 a passé en revue 54 études indépendantes sur l’hydrogène pour chauffer les bâtiments. Aucune ne conclut à un rôle significatif de l’hydrogène dans ce secteur. Les pompes à chaleur et les réseaux de chaleur ressortent comme moins coûteux et plus efficaces⁴. L’écart s’explique par la physique : une pompe à chaleur alimentée en électricité renouvelable restitue environ 285 % de l’énergie consommée, en puisant de la chaleur dans l’air ou le sol, contre environ 50 % pour une chaudière brûlant un gaz de synthèse fabriqué à partir de la même électricité³.

Le cas des transports routiers

Les voitures à hydrogène restent marginales : moins de 5000 ventes dans le monde en 2024, un chiffre en baisse¹⁷. Pour les camions, la question est plus ouverte. Leur coût total de possession en Europe et aux États-Unis dépasse celui du diesel d’environ 50 %, contre 15 à 20 % pour les camions à batterie. Même dans des conditions optimales d’utilisation des stations, un camion à hydrogène reste plus cher qu’un camion électrique à batterie¹⁸. Près de 95 % des véhicules utilitaires à pile à combustible circulent en Chine, où leur diffusion s’explique surtout par des politiques de soutien¹⁷.

5. Entre annonces et réalisations

Un écart persistant

Les annonces de projets du début de la décennie ont été revues à la baisse. Les projets annoncés pour 2030 représentaient un potentiel de 49 millions de tonnes d’hydrogène bas carbone par an en 2024, et de 37 millions de tonnes en 2025¹. Les projets en service, en construction ou ayant reçu une décision finale d’investissement (FID) ne totalisent qu’environ 4,2 millions de tonnes par an pour 2030, soit environ 4 % de la production attendue cette année-là¹. Les projets ayant franchi la FID ne représentent que 9 % du total annoncé¹⁹.

Les électrolyseurs

La capacité mondiale d’électrolyse installée a atteint 2 gigawatts (GW) en 2024, dont 65 % (avec les projets décidés) en Chine¹. Les projets annoncés totalisent 440 GW pour 2030, mais seuls 6 % ont reçu une décision d’investissement. L’Agence internationale de l’énergie juge qu’environ 65 GW ont de fortes chances d’être opérationnels en 2030²⁰.

Une première lecture souligne la croissance : la production bas carbone pourrait être multipliée par cinq d’ici 2030, un rythme comparable aux débuts du solaire photovoltaïque¹⁹. Une seconde lecture insiste sur l’écart avec les ambitions affichées il y a cinq ans : même avec cette croissance, environ 96 % de l’hydrogène resterait d’origine fossile en 2030.

6. Combien cela coûte-t-il ?

L’hydrogène fossile reste nettement moins cher. En 2024, produire de l’hydrogène à partir de gaz naturel coûtait entre 0,8 et 4,6 dollars par kilo selon les régions¹². Le coût de l’hydrogène renouvelable n’a pas baissé comme prévu : le prix des équipements a augmenté avec l’inflation et un déploiement plus lent qu’attendu. En 2024, même l’hydrogène renouvelable le moins cher, produit en Chine, atteignait seulement le haut de la fourchette du gaz¹². L’écart avec la production fossile dépasse 4 dollars par kilo aux États-Unis et 6 dollars au Moyen-Orient²¹.

Les électrolyseurs coûtaient 2000 à 2600 dollars par kilowatt hors de Chine en 2024, et 600 à 1200 dollars en Chine¹⁹. Sans politiques publiques (quotas, subventions, prix du carbone), l’écart ne se comble pas. Voir notre fiche Taxe carbone et quotas.

7. Les fuites et l’effet indirect sur le climat

Un réchauffement indirect

L’hydrogène n’absorbe pas le rayonnement infrarougeComme la terre ne gagne ou ne perd que très peu de matière, c’est par le rayonnement que les échanges énergétiques se produisent, en gain (réception de rayonnement) comme en perte (émission de rayonnement). La lumière infrarouge est une partie de la lumière invisible, mais que l’on peut sentir avec notre peau (effet d’échauffement ressenti à l’approche d’un objet chaud). More : ce n’est pas un gaz à effet de serre direct. Mais dans l’atmosphère, il consomme les radicaux hydroxyles (OH) qui détruisent le méthane, ce qui prolonge la durée de vie de celui-ci. Il favorise aussi la formation d’ozone troposphérique et augmente la vapeur d’eau dans la stratosphère²². Voir notre fiche Gaz à effet de serre.

Une évaluation fondée sur plusieurs modèles climatiques, publiée en 2023, estime son potentiel de réchauffement global (PRG) à 11,6 ± 2,8 sur 100 ans, et à 37,3 ± 15,1 sur 20 ans⁵. Autrement dit, sur un siècle, une tonne d’hydrogène rejetée réchauffe environ douze fois plus qu’une tonne de CO₂. Une étude de 2025, intégrant de nouvelles estimations de la chimie atmosphérique, suggère une valeur environ 20 % plus basse²². Le GIECLe GIEC (Groupe d’Experts Intergouvernemental sur l’Évolution du Climat) est une organisation qui a été créée en 1988 par l'OMM et le PNUE, à la demande du G7 (groupe de sept grandes économies industrialisées : USA, Japon, Allemagne, France, Royaume-Uni, Canada, Italie). La version anglaise de cet acronyme est IPCC (The Intergovernmental Panel on Climate Change). More n’a pas encore attribué de PRG officiel à l’hydrogène²².

Combien fuit-il ?

La molécule est très petite et diffuse facilement. Les mesures réelles restent rares. La première étude de terrain sur des sites industriels de production et de stockage, publiée en 2024, a relevé des taux de fuite médians de 1 à 2 %. Les estimations théoriques de la littérature vont de 0,2 % à 20 % selon les chaînes d’approvisionnement²². Le bénéfice climatique d’un système à grande échelle dépend donc aussi de la maîtrise des fuites.

8. L’hydrogène naturel : une piste encore exploratoire

De l’hydrogène se forme naturellement dans la croûte terrestre, notamment par réaction entre l’eau et certaines roches. Le seul gisement exploité commercialement se trouve à Bourakebougou, au Mali. Il produit environ 5 tonnes par an²³, une quantité infime au regard des 100 millions de tonnes consommées dans le monde. L’exploration s’est accélérée ces dernières années en Europe, en Amérique du Nord, en Amérique du Sud et en Asie-Pacifique, mais reste au stade de la prospection ou de l’évaluation²³.

Une modélisation du Service géologique des États-Unis, publiée en 2024, estime la quantité d’hydrogène présente dans le sous-sol dans une fourchette très large, de mille à dix milliards de millions de tonnes, avec une valeur la plus probable d’environ 5,6 millions de millions de tonnes. Les auteurs précisent que l’essentiel est probablement inaccessible, mais qu’une petite fraction suffirait à couvrir les besoins d’un monde neutre en carbone pendant environ 200 ans²⁴.

C’est un débat ouvert. L’existence de ressources est établie, leur volume récupérable et leur coût ne le sont pas. L’Agence internationale de l’énergie juge incertain un développement commercial à grande échelle avant 2030²³.

9. Et en Suisse ?

Une stratégie nationale depuis 2024

Le Conseil fédéral a adopté sa stratégie hydrogène le 13 décembre 2024²⁵. Sans objectif chiffré de production, elle prévoit une faible demande jusqu’au milieu des années 2030, puis un raccordement au futur réseau européen de transport d’hydrogène⁶. L’Office fédéral de l’énergie (OFEN) estime la demande entre 0,8 et 1,8 TWh en 2030, et entre 3,6 et 10 TWh en 2050, soit 2,2 à 6,2 % de la consommation finale d’énergie modélisée pour 2050. La stratégie souligne que cette estimation est très incertaine⁶.

Quels usages sont visés ?

La stratégie suit une logique proche de l’échelle des usages. L’hydrogène doit être utilisé « là où c’est le plus judicieux sur les plans économique et écologique » : avant tout pour la chaleur industrielle à haute température, puis, dans une moindre mesure, pour les pointes de consommation des réseaux de chaleur, les centrales de réserve et certains transports (aviation, navigation, poids lourds)⁶. Pour la chaleur à basse température des bâtiments, le texte privilégie les pompes à chaleur et ne réserve l’hydrogène qu’à des situations exceptionnelles⁶.

En 2050, la chaleur industrielle à haute température représenterait 2000 à 5000 GWh et le transport routier 800 à 2700 GWh⁶. Les quantités nécessaires dépasseront les capacités de production nationales à partir du milieu des années 2030. La Suisse devra donc importer, principalement par gazoduc⁶.

Le bilan des camions à hydrogène

La Suisse a servi de terrain d’essai. Selon la presse spécialisée, un programme lancé en 2020 visait 1600 poids lourds à hydrogène d’ici 2025, alimentés par de l’hydrogène produit à partir d’hydroélectricité. Fin 2022, 47 camions avaient été livrés à une vingtaine d’entreprises. Le programme a ensuite été mis en pause en Suisse : le constructeur invoquait la volatilité des prix de l’énergie, et les camions suivants ont été destinés à l’Allemagne²⁶. Les véhicules à pile à combustible bénéficient d’une exonération de l’impôt sur les huiles minérales et de la redevance poids lourds liée aux prestations (RPLP), au plus tard jusqu’à fin 2030⁶.

Entre-temps, le camion électrique à batterie a progressé. En 2025, un véhicule utilitaire neuf de plus de 3,5 tonnes sur cinq immatriculé en Suisse était électrique à batterie (942 sur 4197)²⁷. Une étude soutenue par l’OFEN, réalisée notamment avec l’Institut Paul Scherrer, conclut que les autres technologies sans énergie fossile, y compris l’hydrogène, ne joueront qu’un rôle marginal dans le transport routier de marchandises²⁷.

Fait, estimation ou débat ?

Vidéos de référence

Comment produire de l’hydrogène ?

Cette vidéo de vulgarisation présente les filières de production, de l’hydrogène naturel à l’électrolyse, et explique la différence entre source et vecteur, réactif et carburant. Ses chiffres datent de 2018-2019 et ont été actualisés ci-dessus.

L’hydrogène, un enjeu industriel

Cette seconde vidéo détaille les usages industriels de l’hydrogène (engrais, raffinage, méthanol, acier) et montre pourquoi décarboner l’hydrogène déjà utilisé par l’industrie est un levier important. Ses données portent sur 2018.

Pour aller plus loin

• Captage et stockage du CO₂
• Voitures électriques
• Transition énergétique
• Taux de retour énergétique
• Gaz à effet de serre
• Plan climat suisse

Sources et notes

Sources consultées en octobre 2026. Une erreur, une source à ajouter ? Écrivez-nous via la page de contact.

1. Agence internationale de l’énergie (AIE), « Global Hydrogen Review 2025 », résumé exécutif, septembre 2025. iea.org ↩︎Aller à la note de bas de page 1
2. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », chapitre 3, p. 80-81 (production 2024, part du gaz et du charbon, 980 Mt CO₂, 0,8 Mt d’hydrogène à faibles émissions, électrolyse). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 2
3. Agora Energiewende et Agora Verkehrswende (étude Frontier Economics), « The Future Cost of Electricity-Based Synthetic Fuels », 2018, p. 11-13, figures 2 et 3. agora-energiewende.org ↩︎Aller à la note de bas de page 3
4. Rosenow J., « A meta-review of 54 studies on hydrogen heating », Cell Reports Sustainability, vol. 1, n° 1, janvier 2024. doi.org ↩︎Aller à la note de bas de page 4
5. Sand M. et al., « A multi-model assessment of the Global Warming Potential of hydrogen », Communications Earth & Environment, juin 2023. doi.org ↩︎Aller à la note de bas de page 5
6. Conseil fédéral, « Stratégie hydrogène pour la Suisse », 13 décembre 2024, p. 3-5, 7-9, 14 et annexe B. pubdb.bfe.admin.ch ↩︎Aller à la note de bas de page 6
7. Le Réveilleur, « Hydrogène : comment le produire ? », vidéo, vers 2020. youtu.be ↩︎Aller à la note de bas de page 7
8. Le Réveilleur, « Hydrogène : un enjeu industriel ! », vidéo, vers 2020-2021. youtu.be ↩︎Aller à la note de bas de page 8
9. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », chapitre 2, p. 41 (raffinage). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 9
10. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », chapitre 2, p. 47-48 (industrie). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 10
11. AIE, « Global Hydrogen Review 2024 », chapitre 7, p. 203. iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 11
12. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », chapitre 3, p. 92-93 (coûts de production). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 12
13. AIE, « Global Hydrogen Review 2024 », chapitre 7, p. 219 (consommation de l’électrolyse et de la compression). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 13
14. Transport & Environment et al., « Fabricar e-fuels para el transporte por carretera sería un despilfarro inaceptable de electricidad renovable », 24 mai 2023. transportenvironment.org ↩︎Aller à la note de bas de page 14
15. Liebreich M., « Hydrogen Ladder Version 5.0 », Liebreich Associates, 2023. mliebreich.substack.com ↩︎Aller à la note de bas de page 15
16. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », résumé exécutif, p. 18 (nouveaux usages). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 16
17. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », chapitre 2, p. 55-56 (transport routier). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 17
18. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », chapitre 2, p. 60 (coût total de possession des camions). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 18
19. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », résumé exécutif, p. 7-9 (décisions d’investissement, coûts des électrolyseurs). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 19
20. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », chapitre 3, p. 102 (projets d’électrolyse annoncés). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 20
21. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », chapitre 3, p. 97 (écart de coût). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 21
22. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », encadré 4.1, p. 137-138 (fuites et effet climatique indirect). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 22
23. AIE, « Global Hydrogen Review 2025 », encadré 5.3, p. 190-191 (hydrogène naturel). iea.blob.core.windows.net ↩︎Aller à la note de bas de page 23
24. Ellis G. S. et Gelman S. E., « Model predictions of global geologic hydrogen resources », Science Advances, décembre 2024. doi.org ↩︎Aller à la note de bas de page 24
25. Conseil fédéral, « Le Conseil fédéral présente la stratégie nationale en matière d’hydrogène », communiqué, 13 décembre 2024. admin.ch ↩︎Aller à la note de bas de page 25
26. transport.ch, « Status der H2-Initiative von Hyundai: Es ist kompliziert », 15 novembre 2022. transport.ch ↩︎Aller à la note de bas de page 26
27. Office fédéral de l’énergie (OFEN), « Les camions diesel peuvent être remplacés », article spécialisé sur les études Ecoplan, Swiss e-Cargo et TEC-OFF, 2026. pubdb.bfe.admin.ch ↩︎Aller à la note de bas de page 27