Hydrogène vert. Des coûts énormes pour le Maroc, mais pour quels gains ?
1,44 million d’hectares, ou 14.400 km², ont été octroyés par l’Etat à des projets d’énergies renouvelables, essentiellement destinés à la production d’hydrogène vert. Cette superficie est équivalente au territoire d’un Etat comme le Monténégro et dépasse de loin la superficie de pays comme le Qatar ou le Liban.
Bien que le rapport sur le foncier public accompagnant le PLF ne donne pas de détails sur ces projets, notamment sur la destination de la production (export ou consommation locale), ni d’ailleurs sur les volumes ou la nature des investissements et de leurs financements, il n’en demeure pas moins que l’ambition marocaine de se positionner sur l’exportation des EnR, y compris de l’hydrogène vert, commence à se concrétiser.
C’est donc une nouvelle révolution industrielle et énergétique qui est en cours d’incubation et sur laquelle le Maroc ambitionne de se positionner. Au-delà des chiffres avancés, qu’il s’agisse des investissements pressentis ou des créations d’emplois annoncées, il faut avant tout se poser la question suivante : que gagne le Maroc à investir dans cette nouvelle filière et à quelles conditions économiques ce positionnement serait-il bénéfique au développement et à la croissance économique du pays ?
D’autant que le Royaume ne dispose ni de la capacité de production des équipements d’énergie renouvelables comme les panneaux solaires, les éoliennes ou les électrolyseurs, ni de l’infrastructure industrielle de transformation, de stockage ou de transport de l’hydrogène ou de ses dérivés permettant de maximiser la création de valeur ajoutée localement.
Et en termes d’emplois ? Il n’y a pas non plus grand-chose à espérer, l’énergie étant un secteur capitalistique où la création d’emplois directs est faible. Exemple : une unité de production d’hydrogène vert nécessitant 19 MMDH projette de ne créer que 650 emplois !
Le Maroc veut fournir 4% de la demande mondiale
Ce dont il s’agit aujourd’hui, comme décrit dans la feuille de route nationale sur l’hydrogène publiée en 2021, c’est essentiellement de s’orienter vers une offre exportatrice.
La feuille de route nationale propose, bien sûr, une production destinée aux besoins locaux, notamment pour la production d’ammoniac vert pour l’industrie des engrais, et une production d’hydrogène pour l’industrie de raffinage. Mais l’essentiel du document parle de la volonté d’exportation du H2 ou ses dérivés (ammoniac et méthanol) et où le Maroc veut fournir jusqu’à 4% de la demande mondiale, soit plusieurs millions de tonnes annuellement.
La question de le production pour l’export est d’autant plus sensible que la production de H2 est extrêmement coûteuse en termes de production/transfert d’énergie. Il y a une déperdition de près de 70% de l’électricité injectée en aval pour la transformation de l’eau en H2, c’est-à-dire que pour chaque 100 unités d’énergie électrique introduite en aval à l’entrée de l’électrolyseur, on obtient à peine 30 unités d’énergie en hydrogène en amont en la transformant en électricité à travers des fuel-Cell ou en transformant l’ammoniac en hydrogène et après en électricité. C’est ce qui explique d’ailleurs en partie l’étendue des territoires nécessaires à la production d’énergie renouvelable pour alimenter les installations d’électrolyseurs.
L’électrolyse est aussi coûteuse et nécessite des ressources et une alimentation en eau des zones de production de l’hydrogène et de l’énergie renouvelable (des zones arides et souvent très excentrées, comme le cas du sud du Maroc). Il faut en effet compter entre 10 et 15 litres d’eau par kg de H2 produit. Même si le coût de l’eau reste marginal (1 à 2%) dans le coût de production de l’hydrogène, il faudra aussi investir dans des usines de dessalement et les alimenter en électricité pour le produire, et dans des réseaux pour l’acheminer en quantité (des dizaines de millions de m3) dans les zones prévues pour accueillir les installations de production d’hydrogène. Il faut aussi investir dans des capacités d’acheminement et d’exportation.
Les coûts explosent. Or, ce que recherchent les partenaires internationaux du Maroc, notamment l’Europe, c’est une source et un vecteur énergétiques acheminés à bas coût jusqu’à chez eux. En effet, pour que l’hydrogène soit compétitif à l’export, il faut qu’il coûte, à l’horizon 2030, entre 1 et 2,5 euros/kg livré en Europe ou aux Etats-Unis.
Il est vrai que le Maroc a un fort potentiel en énergies renouvelables, notamment dans le solaire et l’éolien, mais jusqu’à présent, et 15 ans après le lancement de la politique de transition énergétique vers les renouvelables en 2009, le Maroc importe toujours la plus grande part des technologies et équipements en EnR de l’étranger.
Une situation rappelée par le Conseil économique, social et environnemental (CESE) qui a pointé en 2020 dans son auto-saisine « Accélérer la transition énergétique pour installer le Maroc dans la croissance verte », le caractère dispendieux et peu générateur de valeur des technologies adoptées jusqu’à présent dans la production d’électricité solaire au niveau national, ainsi que la faiblesse de notre intégration industrielle dans ce domaine.
Quand on analyse la structure des coûts et la valeur ajoutée des unités Noor à Ouarzazate, par exemple, on se rend compte que les entreprises nationales étaient essentiellement impliquées dans les travaux de terrassement, de soudure, de transport ou de gardiennage, alors que le gros de l’investissement, des équipements, des achats intermédiaires liés à la production et des consommables étaient importés, y compris les engins de terrassement et le diesel qui les faisaient rouler.
La faiblesse des emplois après la phase de construction est aussi patente, puisque moins de 200 personnes, essentiellement à basse qualification, sont nécessaires pour faire tourner ce complexe étalé sur 3.500 hectares et qui a coûté près de 25 milliards de dirhams en investissements, financés essentiellement à travers de la dette extérieure, pour une capacité installée de 560 MW.
Cette faiblesse de l’intégration industrielle dans la production et l’installation de technologies renouvelables rend d’une part le coût du Kwh produit, dans le solaire, plus élevé que celui du mix électrique, car les énergies en EnR intègrent des financements et des équipements essentiellement importés, et d’autre part, la valeur ajoutée localement créée reste très faible, ce qui amoindrit le rendement économique du potentiel des EnR au Maroc, que ce soit pour la consommation locale ou pour l’exportation.
Ceci se répercute, non seulement sur la compétitivité du prix à l’export, mais aussi sur les performances économiques nationales. L’énergie est en effet un facteur de production qui, s’il est optimisé, permet une meilleure compétitivité globale de l’économie. Investir dans plus d’énergies renouvelables à bas coût devient ainsi un impératif pour une croissance durable.
Un coût énorme pour le Maroc, mais pour quels gains ?
Dans les conditions expliquées plus-haut, destiner une offre de renouvelable, notamment d’hydrogène, essentiellement à l’exportation, engendre un coût pour la collectivité encore plus important. Celle-ci devra mettre à disposition des terrains, de l’eau, du soleil, du vent, et potentiellement des infrastructures d’acheminement (ports, routes, réseaux électrique et d’eau, pipelines…) à la disposition d’investisseurs qui cherchent avant tout la rentabilité financière de leurs investissements en fonds propres à travers l’exportation à bas coût d’un vecteur énergétique sur une période de long terme (20 à 30 ans) à même de soutenir la compétitivité économique de pays étrangers, essentiellement européens.
La situation est encore plus inéquitable si on réfléchit à l’après : qui prendra en charge les coûts de démantèlement de ces installations posées sur une superficie aussi grande ? Quelles sources d’eau seront mobilisées pour cela ? Quels arbitrages avec d’autres usages à plus forte utilité économique, sociale et locale comme l’agriculture irriguée par exemple, ou encore pour accélérer la transition énergétique du Maroc, qui vise dans son mix des niveaux de renouvelables importants allant jusqu’à 80% à l’horizon 2050 ?
Si la plupart des analystes tablent sur une désalinisation de l’eau de mer, la question du coût économique et environnemental de cette désalinisation, dédiée à l’export, devra aussi être intégrée au coût global, tout comme les arbitrages entres usage des ressources.
Quand on examine ce qui commence déjà à émerger comme propositions ou projets concernant l’hydrogène, on se rend compte que malgré les investissements pharamineux annoncés, les créations d’emplois restent très limitées, ce qui renchérit fortement le coût de l’emploi créé et laisse présager des contenus très faibles en offset industriel local.
Sur le projet annoncé par Taqa Morocco par exemple, pour un investissement global de 96 milliards de dirhams, s’étendant sur 70.000 ha, qui bénéficie en outre de tous les avantages en termes d’exonérations fiscales et douanières, de contribution de l’Etat aux infrastructures externes, de formation professionnelle et d’acquisitions de terrains, la création d’emplois pérennes est de 56 postes. Ce qui fait que pour chaque emploi créé, il faut investir 1,7 milliard de dirhams et 1.200 ha en terrain !
Cette énergie produite à partir de facteurs limités (foncier à gisements solaire et éolien importants et productifs situés dans les régions sud du pays, financements locaux importants…) devrait au contraire être optimisée par une allocation à des activités, à des filières nouvelles et à des projets à fort impact et à forte rentabilité socioéconomique, en plus de la rentabilité financière, notamment à travers la création d’emplois en quantité, durables et de préférence qualifiés, soutenus par un transfert d’activités et de technologies plus prononcés.
Un cadre de régulation supranational du H2 est nécessaire
Cette analyse recoupe avec les débats internes en Europe. « Aujourd’hui, deux tendances se dessinent au sein des instances européennes », décrit un député allemand rencontré au Bundestag lors d’un voyage d’étude en Allemagne sur l’hydrogène vert courant octobre, organisé par la Fondation Heinrich Böll.
La première, libérale, voudrait que l’hydrogène vert soit considéré comme une commodité, et donc qu’il réponde à une logique pure de marché de l’offre et de la demande et donc à une logique concurrentielle, y compris avec d’autres ressources au niveau des pays (arbitrage dans l’utilisation de l’eau, de l’énergie et des terrains entre divers usages, notamment agricoles ou industriels, ndlr) ou entre les pays producteurs.
L’autre option, plus équitable, bien que minoritaire, est qu’il y ait des compensations justes aux pays exportateurs, notamment en termes de prix, mais aussi de l’imposition de certificats d’origines, de compliance environnementale et sociale concernant la non-concurrence dans l’utilisation de la terre, de l’eau, de l’énergie, etc. La question des délocalisations d’emplois ou de transferts technologiques reste, elle, taboue.
Cette dernière option doit passer par des cadres de régulation et de négociation supranational. Cadre qui aujourd’hui n’existe pas vraiment. Il est vrai que le Maroc a entamé plusieurs démarches pour se positionner en tant que leader régional en matière de transition énergétique ; il n’en demeure pas moins que d’autres acteurs nord-africains, comme l’Egypte, la Mauritanie ou encore la Tunisie et l’Algérie, ont annoncé leur volonté de s’investir dans ce marché.
Il semble ainsi de plus en plus clair que la logique marchande de concurrence risque de prendre le pas sur une autre plus concertée entre les pays de la région, qui finalement partagent ensemble une position de négociation plus solide, étant donné que globalement, c’est l’Union européenne qui est la plus demandeuse de cette ressource d’énergie propre et que tout reste encore à construire.
Ainsi, d’autres interactions, en off cette fois-ci, que nous avons eues avec des chercheurs allemands, pointent le fait que la nécessité aujourd’hui de s’allier entre pays du Sud est plus importante qu’auparavant. D’autant plus qu’ils (les pays du Sud) ont beaucoup plus à perdre individuellement dans une logique de concurrence qu’ils n’ont à gagner. Des conditions seraient ainsi à poser sur une rémunération de l’hydrogène vert qui intègre tous les coûts cachés, notamment ceux liés au carbone évité, à l’acheminement, à l’eau ; des conditions d’offset industriel plus avantageuses, à même de retenir le maximum de valeur ajoutée localement, ainsi que des conditions de transferts technologiques et en termes de formations plus importants que ce qui a été fait jusqu’à présent, notamment dans le cadre du programme Noor.
Il est vrai que le Maroc a déjà signé en 2021, un accord de coopération avec l’IRENA, l’Agence internationale pour les énergies renouvelables, pour la promotion de l’investissement privé, afin de créer des chaînes de valeur locale dans l’hydrogène verts.
Il est aussi à rappeler que le Maroc a été membre fondateur de l’Alliance africaine de l’hydrogène vert avec la Mauritanie, l’Égypte, le Kenya, l’Éthiopie, l’Angola, la Namibie et l’Afrique du Sud. Une initiative qui fournit une plateforme pour coordonner les meilleures pratiques entre les divers ministères de l’énergie et offre au Maroc et autres pays membres le potentiel de renforcer leurs capacités de négociations sur les normes, les certifications et le financement de l’hydrogène vert.
Toutefois, la pression exercée par l’Europe pour s’intégrer à ce marché est telle que l’on risque, en cas d’emballement, de s’embarquer dans une bulle dirigée par une logique extractiviste, loin d’une logique gagnant-gagnant. Une logique qui ferait supporter les coûts de la neutralité climatique européenne sur les pays du Sud, paradoxalement, les plus touchés par les répercutions des changements climatiques générés par les modèles économiques et de croissance adoptés dans le Nord depuis plus de 200 ans.
Hydrogène vert, kesako ?
L’hydrogène est un produit chimique qui peut être utilisé dans l’industrie comme intrant, comme dans le cas de la production d’acier, ou de l’industrie chimique (engrais essentiellement) ou encore dans le raffinage du pétrole. Il peut aussi être utilisé comme vecteur énergétique, c’est-à-dire une énergie transformée à partir d’une autre énergie qui peut être stockée, transportée et utilisée en amont d’une production nécessitant un grand apport en énergie. Ses utilisations en tant que vecteur peuvent s’opérer soit en le brûlant directement, en le transformant en d’autres produits dérivés (ammoniac, méthanol, éthanol…) ou dans des batteries à combustible (fuel-cell), ce qui le retransforme en électricité pour des véhicules à hydrogène. Ces usages sont notamment pressentis aussi bien pour l’industrie décarbonée que pour la mobilité verte.
Quand l’hydrogène n’est pas vert, il peut être ‘noir’ par gazéification du charbon ou ‘gris’ comme produit dérivé du charbon et du gaz par vaporeformage. Il peut aussi être ‘bleu’ si le CO2 dégagé dans ce cas fait l’objet d’une séquestration. La production d’hydrogène peut aussi se faire par électrolyse de l’eau avec une électricité provenant de source nucléaire (hydrogène rose). L’hydrogène vert est donc celui issu de l’électrolyse de l’eau à partir d’une électricité provenant de source renouvelable (hydraulique, éolienne, solaire, etc.).
Le processus d’électrolyse est un procédé de réaction chimique basé sur l’introduction d’un courant électrique dans de l’eau qui, décrit simplement, permet de séparer la molécule de l’eau (H2O) en un atome d’oxygène et de l’hydrogène (H2). Il a été découvert en 1800 mais au vu de son coût et de l’instabilité de l’hydrogène, il ne s’est jamais imposé. L’hydrogène (H2) dégagé peut aussi subir (en combinaison de carbone ou d’azote) d’autres transformations chimiques pour produire du méthane de synthèse, de l’ammoniac, voire des e-carburants de synthèse comme de l’essence ou du kérosène…
