Marché de l’hydrogène dans les raffineries de pétrole Taille et part 2026-2035

Taille du marché de l’hydrogène pour les raffineries de pétrole

Le marché mondial de l’hydrogène pour les raffineries de pétrole était évalué à 148,7 milliards de dollars américains en 2025. Cette valeur s’explique par la place du secteur du raffinage, premier consommateur industriel d’hydrogène, la demande mondiale d’hydrogène dans le raffinage ayant atteint 43 Mt en 2023 et continuant de croître en 2024 et 2025. Le marché devrait atteindre 257,9 milliards de dollars américains d’ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 5,7 % sur la période de prévision 2026–2035. Sa valeur devrait s’établir à 156,2 milliards de dollars américains en 2026. Cette trajectoire de croissance, selon le dernier rapport publié par Global Market Insights Inc.

est soutenue par le renforcement des normes de qualité des carburants et par l’augmentation des capacités de raffinage en Asie-Pacifique et au Moyen-Orient. À moyen et long terme, l’évolution de la composition de l’offre au profit de l’hydrogène bas carbone, notamment l’hydrogène bleu associé au captage et au stockage du carbone (CSC) et l’hydrogène vert produit par électrolyse, transforme progressivement l’économie de la production tout au long de la chaîne de valeur.

Coûts élevés d’investissement et de production

L’intensité capitalistique demeure un frein majeur et contribue à une réduction d’environ 25 % du TCAC. Les installations de reformage du méthane à la vapeur (SMR) émettent en moyenne 9–12 tonnes de CO₂ par tonne d’hydrogène produite, un coût qui est de plus en plus intégré à l’économie des projets au moyen de la tarification du carbone en Europe et au Canada. La production d’hydrogène bleu par ATR avec captage et stockage du carbone (CCS) nécessite des engagements d’investissement allant de plusieurs centaines de millions à plusieurs milliards de dollars, et la rentabilité des projets reste sensible aux mécanismes de soutien public.

Contraintes liées aux infrastructures et à l’approvisionnement

Les infrastructures physiques de l’hydrogène — pipelines, stockage, terminaux de purification et raccordement au réseau pour l’électrolyse — restent insuffisamment développées au regard de la croissance de la demande, ce qui réduit d’environ 20 % le TCAC potentiel. La signature de nouveaux contrats d’achat d’hydrogène à faibles émissions a ralenti, avec 1,7 Mtpa signées en 2024, contre 2,4 Mtpa en 2023 ; seuls 20 % étaient des contrats fermes, ce qui souligne l’écart entre les ambitions des projets en préparation et les engagements en faveur d’infrastructures finançables. Les marchés de l’hydrogène marchand dépendent des réseaux de gazoducs industriels concentrés dans des pôles établis, ce qui laisse les raffineries situées en dehors de ces réseaux tributaires d’une production captive sur site.

Tendances du marché de l’hydrogène dans les raffineries pétrolières

Transition vers l’hydrogène vert et bas carbone

La tendance structurelle la plus déterminante pour ce marché est la transition, imposée par la réglementation et portée par des considérations commerciales, de l’hydrogène gris non décarboné vers des modes de production bas carbone. À l’échelle des projets, Galp a obtenu en mai 2026 les autorisations environnementales et d’investissement pour une unité de production d’hydrogène vert de 240 millions d’euros dans sa raffinerie de Sines, au Portugal. Le projet prévoit le déploiement de 100

La tendance se scinde selon les technologies : les marchés disposant d’importantes ressources en énergies renouvelables et appliquant une tarification du carbone privilégient l’hydrogène vert, tandis que les régions bénéficiant d’un approvisionnement en gaz à bas coût et d’une géologie adaptée — la côte américaine du golfe du Mexique, le Moyen-Orient et le bassin britannique de la mer du Nord — développent l’hydrogène bleu avec captage et stockage du carbone (CCS), considéré comme la voie de décarbonation privilégiée à court terme.

Hausse de la demande d’hydrogène pour l’hydrotraitement

La demande d’hydrogène des raffineries s’intensifie avec la diffusion mondiale des capacités d’hydrotraitement, sous l’effet du durcissement des spécifications des carburants et de la proportion croissante de bruts lourds traités sur les marchés en croissance. La norme indienne Bharat Stage VI, équivalente à la norme Euro 6, a fait des raffineries du pays certaines des plus consommatrices d’hydrogène au monde. Le secteur indien du raffinage consomme au total environ 6,5 millions de tonnes d’hydrogène par an, principalement sous forme d’hydrogène gris produit sur site par reformage du méthane à la vapeur (SMR).

Les progrès en matière d’efficacité de l’hydrotraitement — notamment la refonte de la configuration des réacteurs, l’amélioration des systèmes de mélange de l’hydrogène et du pétrole et la modernisation de la gestion du recyclage de l’hydrogène — accroissent l’utilisation de l’hydrogène par unité. Toutefois, l’augmentation du débit des unités compense largement les gains d’efficacité.^{[5]Hydrocarbon Processing. hydrocarbonprocessing.com} La demande d’hydrogène du secteur du raffinage a fortement augmenté en 2023, cette croissance étant concentrée en Chine (+0,9 Mt) et au Moyen-Orient (+0,5 Mt), tandis que les marchés de l’OCDE sont restés globalement stables. Cette divergence reflète directement la composition régionale du TCAC.

Le moteur sous-jacent est structurel : à mesure que les raffineurs des marchés en croissance délaissent les bruts légers et doux au profit de charges plus lourdes et plus soufrées afin d’optimiser leurs coûts d’approvisionnement, la consommation d’hydrogène par baril augmente sensiblement. Les raffineries qui mettent en service de nouvelles unités d’hydrocraquage en Inde, en Chine et au Moyen-Orient sont conçues pour répondre à des niveaux de demande d’hydrogène nettement supérieurs à la moyenne des raffineries de l’OCDE, compte tenu des bruts plus lourds traités et des objectifs de qualité des produits plus élevés prévus dans les spécifications de conception de chaque nouveau projet.

Modernisation et expansion des capacités de raffinage

Les capacités mondiales de raffinage font l’objet d’une importante redistribution géographique : les ajouts nets se concentrent en Asie-Pacifique et au Moyen-Orient, tandis que les marchés de l’OCDE rationalisent leurs capacités face à l’approche du pic de la demande de carburants traditionnels. Chaque mise en service d’une grande raffinerie entraîne une hausse proportionnelle de la demande d’hydrogène : un complexe intégré de raffinage et de pétrochimie d’une capacité de 400 000 barils par jour nécessite généralement un approvisionnement en hydrogène de 150 000 à 250 000 Nm³/heure.

Au Moyen-Orient, les programmes de modernisation des complexes existants prolongent leur durée de vie opérationnelle grâce à l’intégration de la coproduction pétrochimique, à des gains d’efficacité énergétique obtenus par la récupération de l’hydrogène et à la transition vers une production de carburants moins carbonée. Le champ gazier non conventionnel de Jafurah, exploité par Saudi Aramco et dont la production devrait atteindre 2 milliards de pieds cubes standard par jour d’ici 2030, est spécifiquement conçu pour alimenter la chaîne d’approvisionnement nationale en hydrogène des raffineries ainsi que les infrastructures d’exportation d’hydrogène bleu en développement dans le Royaume.

Analyse du marché de l’hydrogène pour les raffineries pétrolières

Par type

Hydrogène gris

L’hydrogène gris détenait 77,6 % du marché de l’hydrogène des raffineries pétrolières en 2025, grâce à l’avantage de coût durable du reformage du méthane à la vapeur (SMR) à partir de gaz naturel, qui s’élève à 1–3 dollars américains par kilogramme. Les installations de SMR sont intégrées aux activités des raffineries à l’échelle industrielle dans toutes les grandes régions productrices : l’installation d’hydrogène d’Air Liquide Engineering & Construction à Yanbu, en Arabie saoudite, exploite deux unités de SMR de taille mondiale, d’une capacité totale de 340 000 Nm³/heure, qui approvisionnent principalement le complexe de raffinage directement depuis l’extérieur de son périmètre.

Malgré sa position dominante, le TCAC de 3,2 % de l’hydrogène gris reflète une technologie qui approche de la saturation sur les marchés à revenu élevé, où les mécanismes de tarification du carbone en dégradent la compétitivité économique. Les prix du carbone en Europe et la taxe carbone du Canada augmentent progressivement le coût réel du SMR sans dispositif de réduction des émissions, tandis que les obligations RFNBO de la directive RED III de l’UE limitent directement sa part de marché dans les applications des raffineries européennes. La baisse de la part du segment sur la période de prévision s’explique par la croissance plus rapide des solutions de remplacement bleues et vertes, et non par une contraction absolue de la demande d’hydrogène gris.

Hydrogène bleu

L’hydrogène bleu représente 8,7 % du marché en 2025 et affiche un TCAC de 9,1 %, soit la deuxième trajectoire de croissance la plus rapide parmi les trois segments par type. L’installation d’hydrogène bas carbone qu’ExxonMobil prévoit à Baytown, au Texas, est conçue pour produire 1 milliard de pieds cubes d’hydrogène bas carbone par jour grâce au reformage autothermique, avec un taux de captage supérieur à 98 % du CO₂ associé, pour un volume capté de 7 millions de tonnes par an ; sa mise en service est prévue en 2027-2028, ce qui en ferait la plus grande installation d’hydrogène bas carbone au monde.^{[6]U.S. Department of Energy. energy.gov}

Au Royaume-Uni, le projet H2Teesside a pris une décision finale d’investissement pour sa première phase. Les travaux sont en cours en vue d’une production d’hydrogène en 2027-2028, soutenue par l’infrastructure de captage et de stockage du carbone (CCS) du East Coast Cluster. La croissance de l’hydrogène bleu est concentrée dans les régions disposant d’une géologie favorable au stockage du CO₂, d’une forte demande de chaleur industrielle et d’infrastructures établies de gaz naturel : la côte américaine du golfe du Mexique, le bassin de la mer du Nord, la péninsule arabique et certaines régions de l’Australie.

Hydrogène vert

L’hydrogène vert représente 13,7 % du marché en 2025 et affiche le TCAC le plus élevé des segments par type, à 12,7 %. Cette croissance est portée par la convergence des obligations réglementaires, la baisse du coût des électrolyseurs et les investissements stratégiques des entreprises de gaz industriels et des grandes compagnies pétrolières. Les coûts de production s’élèvent actuellement à 6–7 dollars américains par kilogramme, mais devraient atteindre environ 2,5 dollars américains par kilogramme d’ici 2030 dans les régions qui ont accès à une énergie renouvelable bon marché, soit une réduction d’environ 60 % qui modifiera fondamentalement la compétitivité.

Sur le plan des infrastructures, le projet Elygator de 200 MW d’Air Liquide au port de Rotterdam, dont les premiers électrolyseurs ont été livrés en 2025 et dont la mise en service est prévue en 2027, est relié par pipeline à la raffinerie de TotalEnergies à Anvers. Il établit un modèle reproductible d’approvisionnement marchand en hydrogène vert à l’échelle des raffineries.

Par mode de livraison

La production captive représente 74,7 % du marché de l’hydrogène pour les raffineries pétrolières en 2025, reflétant les préférences opérationnelles et les impératifs de sécurité d’approvisionnement des grands exploitants de raffineries intégrées. Les unités de reformage du méthane à la vapeur (SMR) sur site, adaptées aux profils de demande de chaque raffinerie et souvent intégrées à la récupération des gaz résiduaires des unités de traitement du pétrole brut, restent l’option d’approvisionnement au coût total le plus bas pour les raffineries bénéficiant de prix compétitifs du gaz servant de matière première. De grandes compagnies pétrolières nationales, dont IOCL, PetroChina, Sinopec et Saudi Aramco, exploitent des réseaux captifs d’hydrogène couvrant plusieurs sites de raffinage reliés par des canalisations internes, ce qui permet d’équilibrer les charges entre les unités de traitement.

À mesure que les investissements dans l’hydrogène vert s’accélèrent, les électrolyseurs sur site deviennent une nouvelle modalité de production captive. L’électrolyseur de Galp à Sines et l’installation d’IOCL à Panipat illustrent tous deux une production interne d’hydrogène renouvelable directement intégrée aux opérations de raffinage : un modèle hybride captif-renouvelable qui préserve les avantages en matière de sécurité d’approvisionnement tout en répondant aux obligations réglementaires. Le taux de croissance annuel composé (TCAC) de 4,6 % du segment captif, inférieur à la moyenne du marché de 5,7 %, reflète sa base élevée et le rythme mesuré des ajouts de capacités captives dans de nouveaux sites.

Hydrogène marchand

Le segment de l’hydrogène marchand, qui représentait 25,3 % du marché en 2025, affiche le taux de croissance annuel composé (TCAC) le plus élevé parmi les modes de livraison, à 8,5 %. Cette progression est portée par l’extension des réseaux de canalisations des entreprises de gaz industriels aux grands pôles de raffinage et par l’émergence de contrats d’approvisionnement à long terme en hydrogène bas carbone. Selon les responsables de la chaîne d’approvisionnement interrogés chez de grands exploitants de raffineries en Europe et en Asie, 54 % évaluent activement la possibilité de remplacer, d’ici 2028, 15 à 30 % de leurs volumes actuels d’hydrogène gris produit en interne par des fournisseurs marchands d’hydrogène bas carbone. Ce réalignement élargirait sensiblement le marché potentiel d’Air Liquide, de Linde, d’Air Products et de Messer Group.

La concentration géographique des infrastructures marchandes en Europe du Nord-Ouest et sur la côte américaine du golfe du Mexique continue de limiter la pénétration du segment en Amérique latine, dans la région MEA et en Asie du Sud-Est. Sur ces marchés, l’absence de réseaux de canalisations d’hydrogène oblige les raffineurs à choisir entre une expansion coûteuse des capacités captives et la livraison, plus onéreuse, d’hydrogène liquide ou par camion-remorque à tubes. Les investissements dans les infrastructures, tels que le réseau de canalisations d’approvisionnement d’Air Products dans les corridors industriels d’Arabie saoudite et les projets émergents de planification de canalisations d’hydrogène dans les pôles de raffinage de la côte ouest de l’Inde, constituent les premiers signes du développement du marché marchand.

Par région

Marché de l’hydrogène pour les raffineries pétrolières en Amérique du Nord

CF Industries fait avancer son complexe Blue Point en Louisiane, un projet de production d’ammoniac à faible empreinte carbone et d’hydrogène bleu d’un montant de 3,7 à 4 milliards de dollars américains, qui repose sur le reformage autotherme et le captage et stockage du carbone (CSC). Il est conçu pour capter 2,3 millions de tonnes métriques de CO₂ par an. La montée en puissance de la construction doit commencer en 2025 et le début de la production commerciale est prévu pour 2029. La Stratégie nationale de l’hydrogène du Canada vise à faire du pays un important exportateur d’hydrogène à faible empreinte carbone d’ici le début des années 2030. La géologie favorable au CSC de l’Alberta fait de l’hydrogène bleu la voie à court terme la plus viable commercialement pour les raffineurs nationaux.

Marché de l’hydrogène des raffineries de pétrole en Europe

En 2025, l’Europe détenait 16,7 % du marché mondial de l’hydrogène des raffineries de pétrole et affiche un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 4,8 %. La dynamique du marché est façonnée par les obligations imposées par la directive RED III de l’UE et par le programme de décarbonation industrielle de la région. Les Pays-Bas occupent une place centrale dans la géographie de l’hydrogène en Europe : le port de Rotterdam abrite les infrastructures d’approvisionnement en hydrogène les plus avancées du continent, et le projet Holland Hydrogen 1 de Shell a été raccordé au réseau national néerlandais d’hydrogène au début de 2026.

L’Allemagne, la France, l’Italie et le Royaume-Uni comptent chacun d’importants consommateurs d’hydrogène dans le secteur du raffinage, conformément aux stratégies nationales en matière d’hydrogène qui prévoient le remplacement progressif de l’hydrogène d’origine fossile. L’électrolyseur approuvé de Repsol à la raffinerie de Carthagène, en Espagne — un investissement de plus de 300 millions d’euros, dont la mise en service est prévue en 2029 et qui bénéficie du statut de projet important d’intérêt européen commun (PIIEC) accordé par la Commission européenne — témoigne du passage, dans la région, des engagements politiques à la mise en œuvre soutenue par des investissements. Les raffineurs européens devront utiliser environ 0,5 million de tonnes d’hydrogène vert par an d’ici 2030 pour respecter les obligations de la directive RED III.

Marché de l’hydrogène des raffineries de pétrole en Asie-Pacifique

L’Asie-Pacifique domine le marché avec une part de 61,7 % en 2025 et un TCAC de 6 %, grâce au rôle combiné de la région, qui possède la plus grande capacité de raffinage au monde et constitue le principal pôle de déploiement des nouvelles technologies de production d’hydrogène. La Chine représente environ 65 % de la capacité mondiale installée d’électrolyse de l’eau. Le site de Sinopec à Kuqa, au Xinjiang, est la première installation commerciale chinoise de production d’hydrogène par électrolyse à grande échelle, avec une production de 20 000 tonnes par an.

Le Japon fait progresser la production d’hydrogène bleu grâce au projet de démonstration d’INPEX à Kashiwazaki, dans la préfecture de Niigata, lancé en juin 2025. Il s’agit du premier essai japonais couvrant l’ensemble de la chaîne de valeur, de la production à l’utilisation de l’hydrogène, à partir de gaz naturel d’origine nationale et avec stockage géologique du CO₂ dans le cadre du captage, de l’utilisation et du stockage du carbone (CCUS).

Marché de l’hydrogène des raffineries de pétrole au Moyen-Orient et en Afrique

En 2025, la région du Moyen-Orient et de l’Afrique détenait 6,9 % du marché et affichait un TCAC de 5,9 %, supérieur à la moyenne mondiale, portée par le programme ambitieux d’investissement de l’Arabie saoudite dans l’hydrogène bleu et par les projets d’expansion des raffineries aux Émirats arabes unis, au Qatar et au Koweït.

ADNOC exploite aux Émirats arabes unis un complexe de raffinage et de pétrochimie à Ruwais, dont la capacité combinée dépasse 900 000 barils par jour, et intègre activement la planification de sa stratégie hydrogène à son engagement Net Zero 2050. Kuwait Petroleum Corporation met en œuvre un programme national de modernisation des raffineries au complexe d’Al-Ahmadi, en ajoutant des capacités de craquage à l’hydrogène qui accroissent proportionnellement la demande captive d’hydrogène.

Marché de l’hydrogène des raffineries de pétrole en Amérique latine

L’Amérique latine représentait 3,5 % du marché mondial de l’hydrogène destiné au raffinage du pétrole en 2025, mais se distingue comme la région à la croissance la plus rapide, avec un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 7,7 %. Cette évolution reflète à la fois le faible développement des infrastructures d’hydrogène bas carbone et les engagements d’investissement soutenus par les politiques publiques au Brésil, au Chili et en Argentine. En 2025, le Brésil a adopté une loi fédérale sur l’hydrogène prévoyant des exonérations fiscales pour les projets dans ce domaine. Son portefeuille de projets en développement dépasse désormais 140 projets, dont la grande majorité vise la production d’hydrogène vert à partir des ressources éoliennes et solaires exceptionnelles du pays.

Petrobras fait avancer un projet d’usine pilote dans sa raffinerie Replan, à São Paulo, qui associe des technologies d’électrolyse alcaline et PEM, avec un budget de 90 millions de dollars américains, en collaboration avec l’Institut SENAI pour l’innovation dans les énergies renouvelables. Le Chili a mis en place plus de 80 initiatives stratégiques dans le domaine de l’hydrogène dans le cadre de son Plan d’action pour l’hydrogène actualisé, tandis que le projet H2 Magallanes vise 16 milliards de dollars américains d’investissements dans la production d’hydrogène vert à grande échelle. TotalEnergies étudie l’importation d’hydrogène vert brésilien pour ses activités de raffinage en Europe, dans le cadre d’une stratégie plus large de diversification de ses approvisionnements à bas coût.

Part de marché de l’hydrogène destiné au raffinage du pétrole

Le marché mondial de l’hydrogène destiné au raffinage du pétrole est modérément concentré. Les cinq principaux acteurs — Saudi Aramco, Sinopec, ExxonMobil Corporation, Air Liquide S.A. et IOCL — détiennent ensemble environ 40 % des parts de marché en 2025. Saudi Aramco domine le marché avec une part de 12,5 %, grâce à l’ampleur inégalée de ses activités intégrées, de l’amont à l’aval, en Arabie saoudite, et à l’expansion de sa présence dans les infrastructures d’hydrogène bas carbone. L’acquisition d’une participation de 50 % dans Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG), à Jubail, en est un exemple notable.

Sinopec et ExxonMobil occupent respectivement les deuxième et troisième places, ce qui témoigne de la domination des grandes compagnies pétrolières nationales et des groupes intégrés dans les activités de raffinage fortement consommatrices d’hydrogène à l’échelle mondiale. Lors de notre panel d’experts du quatrième trimestre 2025, composé de 12 cadres dirigeants chargés de la stratégie hydrogène au sein de huit grandes entreprises propriétaires de raffineries, les 12 participants ont confirmé que, au cours de la prochaine décennie, la différenciation concurrentielle dépendrait moins des capacités de production brutes que de l’accès à un approvisionnement en hydrogène décarboné à bas coût et soutenu par les politiques publiques.

En 2025, le paysage concurrentiel se scinde entre les entreprises qui intègrent activement des filières d’hydrogène bas carbone et celles qui maintiennent des chaînes d’approvisionnement en hydrogène gris conventionnel tout en évaluant le calendrier de leur transition. Les entreprises de gaz industriels Air Liquide, Linde et Air Products occupent une position d’intermédiaire de plus en plus stratégique : elles construisent des infrastructures d’approvisionnement en hydrogène bas carbone raccordées aux réseaux de pipelines, à proximité des grands pôles de raffinage, dans le cadre de contrats d’enlèvement à long terme qui sécurisent les relations d’approvisionnement pour 15 à 20 ans.

Les opérations de fusions-acquisitions remodèlent activement le paysage concurrentiel. En 2024, Saudi Aramco a acquis auprès d’Air Products Qudra une participation de 50 % dans BHIG, sécurisant ainsi l’approvisionnement en hydrogène de ses raffineries et établissant une première implantation commerciale dans le réseau émergent d’hydrogène bas carbone du Royaume. Une analyse plus approfondie des transactions récentes révèle une logique stratégique commune : les leaders du marché recourent aux fusions-acquisitions et aux accords de développement conjoint non seulement pour accroître leurs capacités, mais aussi pour se repositionner structurellement dans la chaîne de valeur émergente de l’hydrogène bas carbone, avant les changements réglementaires et les inflexions de coûts.

Entreprises du marché de l’hydrogène destiné au raffinage du pétrole

Les principaux acteurs du marché de l’hydrogène pour les raffineries pétrolières sont : ADNOC, Air Liquide S.A., Air Products and Chemicals, Inc., BP plc, Chevron Corporation, China Petroleum & Chemical Corp., Equinor ASA, ExxonMobil Corporation, Indian Oil Corporation Ltd (IOCL), Kuwait Petroleum Corporation, Linde plc, Messer Group GmbH, Petrobras, PetroChina Company Ltd, Reliance Industries Ltd, Rosneft Oil Company, Saudi Aramco, Shell plc, Taiyo Nippon Sanso Corporation et TotalEnergies SE.

ADNOC exploite l’un des plus grands complexes intégrés de raffinage et de pétrochimie du Moyen-Orient, centré sur le complexe de raffineries de Ruwais, à Abou Dhabi. L’entreprise a intégré l’élaboration de sa stratégie en matière d’hydrogène à son engagement en faveur de la neutralité carbone à l’horizon 2050. Elle évalue activement la production d’hydrogène bleu, qui s’appuierait sur les ressources de stockage souterrain du CO₂ des Émirats arabes unis, ainsi que la production d’hydrogène vert par électrolyse alimentée à l’énergie solaire, en cohérence avec l’objectif du pays de disposer de 44 GW d’énergies renouvelables d’ici 2050.

Air Liquide exploite plus de 40 unités de production d’hydrogène dans le monde et gère de vastes réseaux de canalisations d’hydrogène dans de grands pôles de raffinage, notamment sur la côte américaine du golfe du Mexique, dans le nord-ouest de l’Europe et au Moyen-Orient. Le projet Elygator de l’entreprise dans le port de Rotterdam, dont les premiers électrolyseurs ont été livrés en 2025, ainsi que le projet Normand’Hy de 200 MW en Normandie, sont des engagements phares d’approvisionnement en hydrogène vert visant à remplacer l’hydrogène gris dans les raffineries de TotalEnergies à Anvers et en Normandie.

Air Products détient des actifs stratégiques d’approvisionnement en hydrogène destinés à des clients du secteur du raffinage dans le monde entier. Sa coentreprise Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG), à Jubail, en Arabie saoudite, dans laquelle Saudi Aramco a acquis une participation de 50 % en 2024, fournit de l’hydrogène et de l’azote aux raffineries de la province orientale du Royaume. L’entreprise fait avancer le complexe d’hydrogène vert de NEOM, en Arabie saoudite, qui vise une production de 600 tonnes d’hydrogène renouvelable par jour grâce à une capacité combinée de 4 GW d’énergie solaire et éolienne. Sa mise en service progressive doit commencer en 2026.

BP fait avancer le projet H2Teesside au Royaume-Uni, dont la première phase a fait l’objet d’une décision finale d’investissement. La construction est en cours, avec une production d’hydrogène prévue en 2027-2028. Le projet produira de l’hydrogène à partir de gaz naturel avec captage et stockage du carbone (CSC) et approvisionnera des clients industriels du pôle industriel de Teesside. Il est intégré sur le plan commercial aux infrastructures de transport et de stockage du CO₂ du East Coast Cluster, illustrant l’interdépendance entre la production d’hydrogène bleu et les infrastructures dédiées au stockage du CO₂.

Chevron intègre son approvisionnement en hydrogène produit en interne dans son réseau de raffineries aux États-Unis, avec d’importantes activités liées à l’hydrogène dans ses installations de Richmond et d’El Segundo, en Californie, qui répondent aux exigences strictes de la norme californienne sur les carburants à faible intensité carbone (Low Carbon Fuel Standard). L’entreprise étudie des solutions de transition vers l’hydrogène bas carbone, notamment l’hydrogène bleu associé au CSC pour la côte ouest des États-Unis, où la combinaison de la tarification du carbone en Californie et du crédit d’impôt 45V de l’IRA crée des incitations significatives à l’investissement sous l’effet des politiques publiques.

Sinopec est le principal exploitant de raffineries en Chine. L’entreprise consomme de grandes quantités d’hydrogène pour l’hydrocraquage et la désulfuration dans un réseau de plus de 20 raffineries, ce qui en fait l’un des plus grands consommateurs d’hydrogène d’Asie parmi les entreprises prises individuellement. Elle a mis en service à Kuqa, dans le Xinjiang, le premier projet chinois de production d’hydrogène par électrolyse à grande échelle, une installation d’une capacité de 20 000 tonnes par an, et continue d’exploiter plusieurs projets de démonstration et commerciaux qui intègrent de l’hydrogène vert dans les flux d’alimentation des raffineries.

Equinor fait progresser des stratégies liées à l’hydrogène, axées sur les réserves de gaz naturel de la Norvège et les infrastructures de captage et stockage du carbone (CSC) en mer du Nord. Le site de stockage de CO₂ de Sleipner, l’une des installations de stockage offshore du carbone exploitées depuis le plus longtemps au monde, offre une capacité éprouvée de séquestration géologique pour une éventuelle production d’hydrogène bleu. Equinor participe à HyDeal Ambition, une initiative européenne visant à approvisionner des clients industriels en hydrogène vert, et évalue l’intégration de l’hydrogène dans sa raffinerie de Mongstad, en Norvège.

ExxonMobil occupe une position centrale sur le marché mondial de l’hydrogène grâce à son projet d’installation d’hydrogène bas carbone à Baytown, au Texas, conçue pour être la plus grande au monde, avec une production de 1 milliard de pieds cubes par jour et un captage de plus de 98 % du CO₂ par reformage autotherme, ainsi qu’à ses coentreprises stratégiques avec Air Liquide et Aramco.

IOCL est la plus grande compagnie pétrolière en aval de l’Inde et l’un des principaux consommateurs d’hydrogène dans les raffineries en Asie. Elle exploite des réseaux d’hydrogène dans 11 raffineries, dont la capacité combinée dépasse 80 MMTPA. L’entreprise construit la plus grande usine d’hydrogène vert d’Inde dans sa raffinerie de Panipat, avec un objectif de 10 000 tonnes par an d’ici 2027, créant ainsi un précédent à l’échelle commerciale pour l’intégration de l’hydrogène vert dans les activités de raffinage en Asie du Sud. Dans le cadre de la Mission nationale pour l’hydrogène vert de l’Inde, IOCL est le principal acheteur d’hydrogène vert produit dans le pays.

Linde est la plus grande entreprise de gaz industriels au monde en termes de capitalisation boursière, ainsi qu’un important producteur et exploitant de pipelines d’hydrogène à l’échelle mondiale. Ses infrastructures d’approvisionnement en hydrogène couvrent la côte américaine du golfe du Mexique, le nord-ouest de l’Europe, la Corée du Sud et l’Asie du Sud-Est. La technologie des usines HYCO de l’entreprise est déployée dans de nombreuses raffineries à travers le monde, et Linde développe activement des infrastructures d’approvisionnement en hydrogène électrolytique destinées à la décarbonation des raffineries en Europe et en Asie.

Saudi Aramco est le leader du marché mondial, avec une part de marché de 12,5 % en 2025. Ses activités dans l’hydrogène comprennent les plus grands systèmes de production captive d’hydrogène gris au monde et un portefeuille d’investissements bas carbone en croissance. L’acquisition par l’entreprise, en 2024, d’une participation de 50 % dans BHIG à Jubail établit un réseau commercial d’approvisionnement en hydrogène bleu dans la province orientale, tandis que le développement du gisement gazier de Jafurah, qui vise une production de 2 milliards de pieds cubes standard par jour d’ici 2030, constitue la base d’approvisionnement à long terme des ambitions du Royaume en matière de développement de l’hydrogène bleu.

Actualités du secteur de l’hydrogène dans les raffineries de pétrole :

• Avr. 2026 : Petronor et H2SITE ont signé un accord stratégique visant à déployer la technologie exclusive de séparation par membrane de H2SITE dans la raffinerie de Petronor, au Pays basque espagnol. Il s’agit de la première intégration à l’échelle commerciale d’une technologie avancée de membrane pour l’hydrogène dans un procédé de raffinage par reformage du méthane à la vapeur (SMR), avec pour objectif d’obtenir une plus grande pureté de l’hydrogène et d’améliorer les performances de captage du CO₂.
• 2026 : INA a commencé la construction de son installation de production et de distribution d’hydrogène vert de 60 millions d’euros à la raffinerie de Rijeka, en Croatie. Le projet comprend un électrolyseur de 10 MW et une centrale solaire de 11 MW située sur le même site. La première production d’hydrogène est prévue en 2027 et bénéficie d’un soutien pouvant atteindre 15 millions d’euros dans le cadre du plan national croate pour la reprise et la résilience.
• Juin 2025 : INPEX a commencé la mise en service du premier projet japonais de démonstration intégrée de production d’hydrogène bleu et d’ammoniac, dans la ville de Kashiwazaki, préfecture de Niigata. Il s’agit du premier essai entièrement intégré au Japon de la chaîne de valeur, de la production à l’utilisation de l’hydrogène, à partir de gaz naturel extrait au Japon dans le gisement de Minami-Nagaoka, avec séquestration du CO₂ reposant sur le CCUS.
• 2025 : Eni et Global Infrastructure Partners, filiale de BlackRock, ont obtenu un financement de projet de 670 millions de dollars américains pour le pôle de captage et de stockage du carbone (CCS) HyNet North West, au Royaume-Uni. Les infrastructures de stockage du CO₂ de cette installation permettent directement la production d’hydrogène bleu destiné aux clients des secteurs du raffinage et de l’industrie dans la région de Liverpool Bay. Vertex Hydrogen a été désigné comme producteur principal d’hydrogène bleu.
• Déc. 2024 : Le Brésil a présélectionné 12 projets de pôles d’hydrogène propre dans le cadre d’une initiative fédérale soutenue par environ 1 milliard de dollars américains d’aides publiques. Ces projets couvrent la production d’hydrogène renouvelable dans les régions du Nord-Est et du Sud du Brésil et jettent collectivement les bases politiques de la législation fédérale sur l’hydrogène adoptée par la suite en 2025.

Indice de concentration du marché

Le marché mondial de l’hydrogène des raffineries de pétrole obtient une note de 5 sur 10 sur l’échelle de concentration, ce qui témoigne d’une consolidation modérée. Les cinq principaux acteurs — Saudi Aramco (12,5 %), Sinopec, ExxonMobil, Air Liquide et IOCL — détiennent ensemble environ 40 % des parts de marché, tandis que les 60 % restants sont répartis entre un grand nombre de compagnies pétrolières nationales, de raffineurs régionaux et d’exploitants de gaz industriels, dont les positions sur le marché varient, mais restent individuellement plus modestes.

Le rapport d’étude sur le marché de l’hydrogène des raffineries de pétrole présente une analyse approfondie du secteur avec des estimations et des prévisions en termes de chiffre d’affaires et de volume, en « milliards de dollars américains et MT », de 2022 à 2035, pour les segments suivants :

Marché, par type

• Gris
• Bleu
• Vert

Marché, par mode de livraison

• Captif
• Commercial

Marché, par procédé

• Reformage à la vapeur
• Électrolyse
• Oxydation partielle
• Reformage autotherme (ATR)
• Autres

Les informations ci-dessus sont fournies pour les régions et pays suivants :

• Amérique du Nord
  • États-Unis
  • Canada
  • Mexique
• Europe
  • Allemagne
  • Royaume-Uni
  • France
  • Italie
  • Pays-Bas
  • Russie
• Asie-Pacifique
  • Chine
  • Japon
  • Inde
  • Australie
• Moyen-Orient et Afrique
  • Arabie saoudite
  • Iran
  • Émirats arabes unis
  • Afrique du Sud
  • Qatar
  • Koweït
• Amérique latine
  • Chili
  • Brésil
  • Argentine