Vers un corridor européen d’hydrogène vert à 2 €/kg grâce à la complémentarité du solaire et de l’éolien offshore

Les synergies entre le photovoltaïque espagnol et l’éolien offshore danois pourrait servir de socle à un marché européen de l’hydrogène vert, en permettant une production et des exportations à des coûts proches de 2 €/kg.

mai 19, 2026 Pilar Sánchez Molina

Image : pv magazine

D’après pv magazine Espagne

Une équipe internationale de chercheurs a évalué une stratégie commune entre l’Espagne et le Danemark visant à développer des corridors européens d’hydrogène renouvelable compétitifs, en s’appuyant sur la complémentarité saisonnière entre la production photovoltaïque espagnole et l’éolien offshore danois. Pour cela, les chercheurs ont développé un modèle technico-économique à haute résolution destiné à optimiser l’ensemble de la chaîne de valeur de l’hydrogène vert – production, stockage et exportation compris – dans une configuration « off-grid », c’est-à-dire sans recours à des importations d’électricité externes ni à un soutien du réseau.

Leurs travaux ont été publiés dans la revue Energy Conversion and Management sous le titre « Des trajectoires complémentaires entre le photovoltaïque espagnol et l’éolien offshore danois pour un hydrogène renouvelable compétitif en coûts ».

L’étude repose sur une hypothèse centrale de la transition énergétique européenne : il existe un décalage important entre les régions disposant du plus fort potentiel en énergies renouvelables et les futurs centres de demande en hydrogène. Dans ce contexte, l’Espagne apparaît comme un candidat de premier plan pour la production d’hydrogène à partir du solaire photovoltaïque, avec des rendements dépassant 1,7 MWh/kW par an, tandis que le Danemark se distingue par des facteurs de charge de l’éolien offshore supérieurs à 50 % et par des projets visant à déployer entre 4 et 6 GW de capacité d’électrolyse d’ici 2030.

L’étude montre que les deux pays pourraient davantage se compléter que se concurrencer. La production photovoltaïque espagnole atteint son pic en été et pendant les heures diurnes, tandis que l’éolien offshore danois offre une production plus stable et plus soutenue durant l’hiver. Selon les auteurs, cette complémentarité réduit la variabilité saisonnière de la production d’hydrogène et contribue à stabiliser les coûts d’exportation vers les autres marchés européens.

Les chercheurs ont utilisé un modèle horaire fondé sur six années de données météorologiques et de production renouvelable, combiné à une optimisation des capacités de production, d’électrolyse et de stockage, afin d’identifier les configurations minimisant le coût actualisé de l’hydrogène (LCOH), tout en respectant un objectif annuel fixe d’exportation.

L’un des principaux enseignements de l’étude est que la technologie de stockage, davantage que la qualité locale des ressources renouvelables, constitue le facteur le plus déterminant dans le coût final de l’hydrogène. L’étude compare trois solutions : les cavernes salines, les réservoirs sous pression et les systèmes LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carrier), qui permettent de stocker et transporter l’hydrogène dans des liquides organiques à température et pression ambiantes.

Les systèmes LOHC apparaissent comme l’option la plus compétitive et la plus flexible pour les corridors internationaux d’hydrogène, notamment dans les régions ne disposant pas de géologie adaptée au stockage souterrain. Les résultats indiquent des coûts de production d’environ 65 millions d’euros par TWh d’hydrogène — soit environ 2,15 €/kg — aussi bien en Espagne qu’au Danemark. Les cavernes salines affichent également des performances compétitives, avec des coûts compris entre 69 et 72 millions d’euros par TWh (environ 2,3 €/kg), tandis que les réservoirs sous pression se révèlent nettement plus coûteux, dépassant 6,7 €/kg en Espagne.

Les scientifiques concluent qu’un modèle hybride associant photovoltaïque et systèmes LOHC en Espagne, combiné à l’éolien offshore et aux LOHC au Danemark, représente la voie la plus efficace pour développer des corridors européens de l’hydrogène capables d’approvisionner jusqu’à 100 TWh par an.

Au-delà des résultats économiques, l’étude souligne l’importance stratégique du stockage longue durée et du couplage sectoriel pour réduire les coûts et renforcer l’intégration énergétique européenne. Les auteurs insistent sur le fait que les incertitudes liées aux investissements initiaux (Capex), à la durée de vie des équipements et aux coûts de stockage peuvent entraîner des variations de plus de 30 % du LCOH. Ils jugent donc essentiel de mettre en place des politiques de soutien spécifiques, des cadres réglementaires stables et des investissements coordonnés à l’échelle européenne.

Les chercheurs estiment enfin que l’expérience combinée de l’Espagne et du Danemark pourrait servir de modèle reproductible pour d’autres corridors internationaux d’hydrogène renouvelable fondés sur des profils énergétiques renouvelables complémentaires.

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