Marché de l'hydrogène des raffineries de pétrole Taille et partage 2026-2035

Taille du marché de l'hydrogène dans 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, soutenu par la position du secteur du raffinage en tant que plus grand consommateur industriel unique d'hydrogène, avec une demande mondiale d'hydrogène dans le raffinage atteignant 43 Mt en 2023 et continuant de croître jusqu'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, une valeur de marché intermédiaire de 156,2 milliards de dollars américains étant anticipée en 2026. Cette trajectoire de croissance, selon le dernier rapport publié par Global Market Insights Inc.

est soutenue par le durcissement des normes de qualité des carburants et l'ajout de capacités de raffinage en Asie-Pacifique et au Moyen-Orient. À moyen et long terme, un changement de composition vers l'hydrogène à faible teneur en carbone, y compris l'hydrogène bleu avec CCS et l'hydrogène vert électrolytique, remodèle progressivement l'économie de la production dans toute la chaîne de valeur.

Coûts d'investissement et de production élevés

L'intensité capitalistique reste une contrainte majeure, contribuant à environ 25 % de la suppression du TCAC. Les usines de reformage du méthane à la vapeur (SMR) émettent en moyenne 9 à 12 tonnes de CO₂ par tonne d'hydrogène produite, un passif de plus en plus intégré dans l'économie des projets via la tarification du carbone en Europe et au Canada. L'hydrogène bleu par reformage autotherme avec capture et stockage du carbone (CCS) nécessite des engagements en capital allant de plusieurs centaines de millions à plusieurs milliards de dollars, et l'économie des projets reste sensible aux mécanismes de soutien politique.

Contraintes d'infrastructure et d'approvisionnement

Les infrastructures physiques d'hydrogène, notamment les pipelines, le stockage, les terminaux de purification et la connectivité au réseau pour l'électrolyse, restent sous-développées par rapport à la croissance de la demande, supprimant environ 20 % du TCAC potentiel. Les nouveaux accords d'achat d'hydrogène à faibles émissions ont ralenti à 1,7 Mtpa signés en 2024, contre 2,4 Mtpa en 2023, seuls 20 % constituant des accords fermes, soulignant l'écart entre les ambitions des projets et les engagements d'infrastructures bancables. Les marchés de l'hydrogène marchand dépendent des réseaux de pipelines de gaz industriels concentrés dans des clusters établis, laissant les raffineries en dehors de ces réseaux dépendantes de la production captive sur site.

Tendances du marché de l'hydrogène dans les raffineries de pétrole

Transition vers l'hydrogène vert et à faible teneur en carbone

La tendance structurelle la plus marquante qui redéfinit ce marché est la transition, imposée par la réglementation et motivée par des raisons commerciales, de l'hydrogène gris non maîtrisé vers des voies de production à faible teneur en carbone. Au niveau des projets, Galp a obtenu en mai 2026 l'approbation environnementale et financière pour une unité d'hydrogène vert de 240 millions d'euros à sa raffinerie de Sines au Portugal, déployant 100 MW d'électrolyse alcaline répartis en dix modules avec une production annuelle attendue de 15 000 tonnes, le plus grand projet d'électrolyseur d'hydrogène vert d'Europe à sa mise en service. Parallèlement, TotalEnergies avait contracté plus de 200 000 tonnes par an d'hydrogène à faible teneur en carbone pour ses opérations de raffinerie en Europe d'ici le premier trimestre 2026.

Au-delà de l'Europe, la capacité de production d'hydrogène vert de la Chine a atteint 1,2 Mt en 2025, soit près de la moitié du total mondial, portée par le déploiement à grande échelle d'électrolyse par Sinopec dans son installation de Kuqa, dans la région du Xinjiang. La Chine représente environ 65 % de la capacité mondiale installée d'électrolyse de l'eau. Dans notre enquête H1 2026 auprès de 280 dirigeants de l'approvisionnement et des opérations des raffineries dans 14 pays, 58 % ont déclaré avoir soit exécuté, soit avancé jusqu'aux négociations finales sur au moins un contrat d'approvisionnement en hydrogène à faible teneur en carbone, contre 31 % lors de l'enquête menée 24 mois plus tôt.

La tendance se divise selon les technologies : les marchés disposant de ressources énergétiques renouvelables importantes et d'une tarification du carbone privilégient l'hydrogène vert, tandis que les régions disposant d'un approvisionnement en gaz à bas coût et d'une géologie adaptée — le golfe du Mexique américain, le Moyen-Orient et le corridor de la mer du Nord au Royaume-Uni — développent l'hydrogène bleu avec CSC comme solution privilégiée de décarbonation à court terme.

Demande croissante d'hydrogène dans l'hydrotraitement

La demande en hydrogène des raffineries est amplifiée par la diffusion mondiale des capacités d'hydrotraitement, tirée à la fois par le durcissement des spécifications des carburants et par l'augmentation de la lourdeur des bruts traités dans les marchés en croissance. La norme Bharat Stage VI de l'Inde, équivalente à l'Euro 6, a fait des raffineurs indiens parmi les plus intensifs en hydrogène au monde, avec un secteur de raffinage consommant environ 6,5 millions de tonnes d'hydrogène par an, principalement sous forme d'hydrogène gris captif issu du reformage du méthane à la vapeur.

Les progrès réalisés dans l'efficacité de l'hydrotraitement — y compris les configurations repensées des réacteurs, les systèmes améliorés de mélange hydrogène-huile et les mises à niveau de la gestion du recyclage de l'hydrogène — augmentent l'utilisation de l'hydrogène par unité. Cependant, les expansions de débit des unités compensent plus que les gains d'efficacité.^{[5]Traitement des hydrocarbures, hydrocarbonprocessing.com} La demande en hydrogène du secteur du raffinage a fortement augmenté en 2023, avec une croissance concentrée en Chine (+0,9 Mt) et au Moyen-Orient (+0,5 Mt), tandis que les marchés de l'OCDE sont restés globalement stables — une divergence qui reflète directement la composition régionale du TCAC.

Le moteur sous-jacent est structurel : alors que les raffineurs des marchés en croissance passent de bruts légers et doux à des charges plus lourdes et plus acides pour optimiser les coûts d'entrée, la consommation d'hydrogène par baril augmente de manière significative. Les raffineries mettant en service de nouvelles unités d'hydrocraquage en Inde, en Chine et au Moyen-Orient conçoivent leurs installations pour des niveaux de demande en hydrogène bien supérieurs aux moyennes des raffineries de l'OCDE, en raison des bruts plus lourds traités et des objectifs de qualité des produits plus élevés dans les spécifications de conception de chaque nouveau projet.

Modernisation et expansion des capacités des raffineries

La capacité mondiale de raffinage connaît une redistribution géographique significative, avec des ajouts nets concentrés en Asie-Pacifique et au Moyen-Orient, tandis que les marchés de l'OCDE rationalisent leurs capacités en réponse aux dynamiques de demande de pointe pour les carburants traditionnels. Chaque mise en service d'une raffinerie à grande échelle ajoute une augmentation proportionnelle de la demande en hydrogène : un complexe intégré raffinerie-pétrochimie de 400 000 barils/jour nécessite généralement entre 150 000 et 250 000 Nm³/heure d'approvisionnement en hydrogène.

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 l'amélioration de l'efficacité énergétique via la récupération de l'hydrogène et à la transition vers la production de carburants à faible teneur en carbone. Le champ gazier non conventionnel de Saudi Aramco à Jafurah, visant une production de 2 milliards de pieds cubes standard par jour d'ici 2030, est spécifiquement conçu pour alimenter la chaîne d'approvisionnement en hydrogène des raffineries nationales et l'infrastructure émergente d'exportation d'hydrogène bleu du Royaume.

Analyse du marché de l'hydrogène dans les raffineries de pétrole

Par type

Hydrogène gris

En 2025, l'hydrogène gris a conservé une part de 77,6 % du marché de l'hydrogène dans les raffineries de pétrole, soutenue par l'avantage de coût bien établi du reformage du méthane à la vapeur (SMR) à partir de gaz naturel, à 1–3 USD par kilogramme. Les usines de SMR sont intégrées aux opérations de raffinerie à l'échelle industrielle dans toutes les principales régions productrices : l'installation d'hydrogène d'Air Liquide Engineering & Construction à Yanbu, en Arabie saoudite, exploite deux unités SMR à l'échelle mondiale totalisant une capacité de 340 000 Nm³/heure, approvisionnant principalement le complexe pétrolier voisin dans son intégralité.

Malgré sa position dominante, l'hydrogène gris, avec un TCAC de 3,2 %, reflète une technologie approchant de la saturation sur les marchés à revenus élevés où les mécanismes de tarification du carbone réduisent son économie. Les prix du carbone en Europe et la taxe carbone du Canada augmentent progressivement le coût effectif du SMR non capté, tandis que les mandats RFNBO de la directive RED III de l'UE limitent directement sa part de marché dans les applications de raffinerie européennes. La compression de la part de ce segment sur la période de prévision reflète une croissance plus rapide des alternatives bleues et vertes, et non une contraction absolue des volumes de demande d'hydrogène gris.

Hydrogène bleu

L'hydrogène bleu représente 8,7 % du marché en 2025 et connaît une expansion à un TCAC de 9,1 %, la deuxième trajectoire de croissance la plus rapide parmi les trois segments de type. L'installation d'hydrogène à faible teneur en carbone prévue par ExxonMobil à Baytown, au Texas, est conçue pour produire 1 milliard de pieds cubes d'hydrogène à faible teneur en carbone par jour en utilisant le reformage autothermique, avec plus de 98 % du CO₂ associé capturé, soit 7 millions de tonnes par an, et visant un démarrage entre 2027 et 2028 en tant que plus grande installation d'hydrogène à faible teneur en carbone au monde.^{[6]Département de l'Énergie des États-Unis, energy.gov}

Le projet H2Teesside du Royaume-Uni a atteint la décision d'investissement final pour sa première phase, avec des travaux de construction en cours pour une production d'hydrogène entre 2027 et 2028, soutenue par l'infrastructure de CSC du East Coast Cluster. La croissance de l'hydrogène bleu est concentrée régionalement dans les marchés dotés d'une géologie de stockage de CO₂ viable, d'une forte demande en chaleur industrielle et d'une infrastructure gazière établie : la côte du golfe des États-Unis, le bassin de la mer du Nord, la péninsule arabique et certaines régions d'Australie.

Hydrogène vert

L'hydrogène vert représente 13,7 % du marché en 2025 et connaît la croissance la plus rapide parmi les segments de type, avec un TCAC de 12,7 %, stimulée par la convergence des mandats réglementaires, la baisse des coûts des électrolyseurs et les investissements stratégiques des entreprises de gaz industriels et des majors pétrolières. Les coûts de production s'élèvent actuellement à 6–7 USD par kilogramme, mais devraient atteindre environ 2,5 USD par kilogramme d'ici 2030 dans les zones disposant d'un accès à une énergie renouvelable bon marché, soit une réduction d'environ 60 % qui modifiera fondamentalement la compétitivité.

Au niveau de l'infrastructure, 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 pour 2027, est connecté par pipeline à la raffinerie d'Anvers de TotalEnergies, établissant un modèle reproductible pour l'approvisionnement en hydrogène vert marchand à l'échelle des raffineries.

Par mode de livraison

La production captive d'hydrogène représente 74,7 % du marché de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole en 2025, reflétant les préférences opérationnelles et de sécurité d'approvisionnement des grands opérateurs de raffineries intégrées. Les unités de reformage par vapeur sur site (SMR), calibrées selon les profils de demande individuels des raffineries et souvent intégrées à la récupération des gaz résiduaires issus du traitement du pétrole brut, restent l'option d'approvisionnement la moins coûteuse pour les raffineries bénéficiant de prix compétitifs pour le gaz de charge. Les grandes compagnies pétrolières nationales, dont IOCL, PetroChina, Sinopec et Saudi Aramco, exploitent des réseaux d'hydrogène captif s'étendant sur plusieurs sites de raffinerie reliés par des corridors de pipelines internes, permettant un équilibrage de charge entre les unités de traitement.

Alors que les investissements dans l'hydrogène vert s'accélèrent, les électrolyseurs sur site deviennent une nouvelle modalité au sein de la catégorie captive. L'électrolyseur de Galp à Sines et l'installation de Panipat d'IOCL représentent tous deux une production d'hydrogène renouvelable en interne, intégrée directement aux opérations de raffinerie, un modèle hybride captif-renouvelable qui maintient les avantages de sécurité d'approvisionnement tout en satisfaisant les exigences réglementaires. Le TCAC du segment captif de 4,6 %, inférieur à la moyenne du marché de 5,7 %, reflète sa base élevée et le rythme mesuré des ajouts de capacité captive en nouveaux projets.

Hydrogène marchand

Le segment de l'hydrogène marchand, représentant 25,3 % du marché en 2025, connaît la croissance la plus rapide avec un TCAC de 8,5 % pour le mode de livraison, porté par l'expansion des réseaux de pipelines des sociétés de gaz industriels vers les principaux clusters de raffinage et l'émergence d'accords d'approvisionnement à long terme à faible teneur en carbone. Les responsables de la chaîne d'approvisionnement interrogés dans les principaux opérateurs de raffineries européennes et asiatiques ont indiqué que 54 % évaluent activement le transfert de 15 à 30 % des volumes actuels d'hydrogène gris captif vers des fournisseurs marchands à faible teneur en carbone d'ici 2028, un réalignement qui élargirait significativement le marché adressable pour Air Liquide, Linde, Air Products et Messer Group.

La concentration géographique des infrastructures marchandes dans le Nord-Ouest de l'Europe et le Golfe du Mexique aux États-Unis limite toujours la pénétration du segment en Amérique latine, au Moyen-Orient et en Asie du Sud-Est. Dans ces marchés, l'absence de réseaux de pipelines d'hydrogène force les raffineurs à choisir entre l'expansion coûteuse de leur capacité captive et des livraisons d'hydrogène liquide ou par remorques à tubes à un coût plus élevé. Les investissements dans les infrastructures, tels que le réseau de pipelines d'Air Products en Arabie saoudite ou la planification émergente de pipelines d'hydrogène dans les clusters de raffineries de la côte ouest de l'Inde, constituent des indicateurs précoces du développement du marché marchand.

Par région

Marché de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole en Amérique du Nord

L'Amérique du Nord représentait 11,2 % du marché mondial de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole en 2025, avec un TCAC de 4,5 %, reflétant une flotte de raffineries mature subissant une modernisation sélective plutôt qu'une expansion nette de capacité. Les États-Unis produisent environ 10 millions de tonnes métriques d'hydrogène par an, dont la majorité est consommée par les industries de raffinage et de production d'ammoniac le long du corridor industriel du Golfe du Mexique.

CF Industries fait avancer son complexe Blue Point en Louisiane, un projet d'ammoniac à faible teneur en carbone et d'hydrogène bleu d'une valeur de 3,7 à 4 milliards de dollars USD utilisant le reformage autotherme et la capture de carbone (CCS) conçu pour capter 2,3 millions de tonnes métriques de CO₂ par an, avec une construction en hausse en 2025 et une production commerciale prévue pour 2029. La Stratégie nationale sur l'hydrogène du Canada vise à faire du pays un exportateur significatif d'hydrogène à faible teneur en carbone d'ici le début des années 2030, la géologie favorable à la CCS de l'Alberta positionnant l'hydrogène bleu comme la voie la plus commercialement viable à court terme pour les raffineurs nationaux.

Marché de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole en Europe

L'Europe détenait une part de 16,7 % du marché mondial de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole en 2025 et connaît une croissance annuelle composée de 4,8 %, avec des dynamiques de marché façonnées par les mandats RED III de l'UE et le programme de décarbonation industrielle de la région. Les Pays-Bas occupent une position clé au sein de la géographie de l'hydrogène en Europe : le port de Rotterdam abrite la plus avancée des infrastructures de fourniture d'hydrogène du continent, avec le projet Holland Hydrogen 1 de Shell connecté au réseau national néerlandais d'hydrogène au début de 2026.

L'Allemagne, la France, l'Italie et le Royaume-Uni abritent chacun des consommateurs majeurs d'hydrogène pour les raffineries, alignés sur les stratégies nationales en matière d'hydrogène qui imposent un remplacement progressif de l'hydrogène d'origine fossile. L'électrolyseur approuvé par Repsol à la raffinerie de Cartagena en Espagne, un investissement de plus de 300 millions d'euros avec une cible de mise en service en 2029 et une désignation IPCEI par la Commission européenne, souligne le passage de la région de l'engagement politique à l'exécution concrète en termes de capitaux. Les raffineurs européens auront besoin d'environ 0,5 million de tonnes d'hydrogène vert par an d'ici 2030 pour se conformer aux obligations de RED III.

Marché de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole en Asie-Pacifique

L'Asie-Pacifique domine avec une part de 61,7 % en 2025 et une croissance annuelle composée de 6 %, tirée par le rôle combiné de la région en tant que plus grande base de capacité de raffinage au monde et centre de déploiement des nouvelles technologies de production d'hydrogène. La Chine représente environ 65 % de la capacité mondiale installée d'électrolyse de l'eau, avec l'installation de Kuqa, dans la région du Xinjiang, de Sinopec, première installation commerciale à grande échelle d'électrolyse d'hydrogène du pays, produisant 20 000 tonnes par an.

Le Japon avance dans l'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 test entièrement intégré de la chaîne de valeur de la production à l'utilisation de l'hydrogène, utilisant du gaz naturel d'origine nationale avec séquestration par CSC.

Marché de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole au Moyen-Orient et en Afrique

La région Moyen-Orient et Afrique détenait 6,9 % du marché en 2025, avec une croissance annuelle composée de 5,9 % supérieure à la moyenne mondiale, portée par le programme agressif d'investissement en hydrogène bleu de l'Arabie saoudite et les projets d'expansion des raffineries des Émirats arabes unis, du Qatar et du Koweït.

ADNOC des Émirats arabes unis exploite un complexe de raffinage et de pétrochimie à Ruwais avec une capacité combinée dépassant 900 000 barils par jour, avec une planification active de stratégie hydrogène intégrée dans son engagement Net Zero 2050. La Kuwait Petroleum Corporation met en œuvre un programme national de modernisation des raffineries au complexe d'Al-Ahmadi, ajoutant une capacité d'hydrocraquage qui augmente proportionnellement la demande captive d'hydrogène.

Marché de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole en Amérique latine

L'Amérique latine représentait 3,5 % du marché mondial de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole en 2025, mais se distingue comme la région à la croissance la plus rapide avec une croissance annuelle composée de 7,7 %, reflétant à la fois une infrastructure sous-développée d'hydrogène à faible teneur en carbone et des engagements d'investissement soutenus par des politiques au Brésil, au Chili et en Argentine. Le Brésil a adopté une législation fédérale sur l'hydrogène en 2025, introduisant des exonérations fiscales pour les projets hydrogène, avec un portefeuille de développement dépassant désormais 140 projets, la grande majorité ciblant l'hydrogène vert en utilisant les ressources exceptionnelles du pays en énergie éolienne et solaire.

Petrobras avance un projet pilote à sa raffinerie Replan à São Paulo, combinant des technologies d'électrolyse alcaline et PEM, avec un budget de 90 millions de dollars en collaboration avec l'Institut SENAI pour l'innovation dans les énergies renouvelables.

Part de marché de l'hydrogène dans les raffineries de pétrole

Le marché mondial de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole présente une consolidation modérée, les cinq principaux acteurs — Saudi Aramco, Sinopec, ExxonMobil Corporation, Air Liquide S.A. et IOCL — détenant collectivement environ 40 % de part de marché en 2025. Saudi Aramco occupe la première place avec une part de 12,5 %, position maintenue grâce à l'échelle inégalée de ses opérations intégrées de l'amont à l'aval en Arabie saoudite et à son expansion dans les infrastructures d'hydrogène à faible teneur en carbone, notamment avec l'acquisition d'une participation de 50 % dans la société Blue Hydrogen Industrial Gases (BHIG) à Jubail.

Les deuxième et troisième places sont occupées respectivement par Sinopec et ExxonMobil, reflétant la domination des grandes compagnies pétrolières nationales et des majors intégrées dans les opérations de raffinage intensives en hydrogène à l'échelle mondiale. Lors de notre panel d'experts du quatrième trimestre 2025, composé de 12 cadres supérieurs en stratégie hydrogène issus de huit grandes entreprises propriétaires de raffineries, les 12 ont confirmé que la différenciation concurrentielle au cours de la prochaine décennie sera déterminée moins par la capacité de production brute que par l'accès à un approvisionnement en hydrogène décarboné, à faible coût et soutenu par des politiques publiques.

Le paysage concurrentiel en 2025 se divise entre les entreprises qui intègrent activement des voies d'hydrogène à faible teneur en carbone et celles qui maintiennent les chaînes d'approvisionnement traditionnelles en hydrogène gris tout en évaluant les calendriers de transition. Les entreprises de gaz industriels Air Liquide, Linde et Air Products occupent une position intermédiaire de plus en plus stratégique, construisant des infrastructures d'approvisionnement en hydrogène à faible teneur en carbone connectées par pipelines à proximité des principaux clusters de raffineries, sous des structures d'achat à long terme engageant des relations d'approvisionnement pour 15 à 20 ans.

Les activités de fusions et acquisitions (M&A) remodèlent activement le paysage concurrentiel. L'acquisition par Saudi Aramco en 2024 d'une participation de 50 % dans BHIG auprès d'Air Products Qudra a sécurisé l'approvisionnement en hydrogène pour les raffineries d'Aramco et établi une tête de pont commerciale dans le réseau émergent d'hydrogène à faible teneur en carbone du Royaume. Une analyse plus approfondie des transactions récentes révèle une logique stratégique commune : les leaders du marché utilisent les M&A et les accords de développement conjoint non pas simplement pour augmenter leur capacité, mais pour se repositionner structurellement le long de la chaîne de valeur émergente de l'hydrogène à faible teneur en carbone, anticipant les changements réglementaires et les points d'inflexion des coûts.

Entreprises du marché de l'hydrogène dans les raffineries de pétrole

Les principaux acteurs opérant sur le marché de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole 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-pétrochimie du Moyen-Orient, centré sur le complexe de raffinage de Ruwais à Abu Dhabi. L'entreprise a intégré le développement de sa stratégie hydrogène dans son engagement Net Zéro 2050, avec une évaluation active de la production d'hydrogène bleu exploitant les ressources de stockage de CO₂ du sous-sol des Émirats arabes unis et d'hydrogène vert issu de l'électrolyse alimentée par l'énergie solaire, alignée sur l'objectif du pays de 44 GW d'énergies renouvelables d'ici 2050.

Air Liquide

opère plus de 40 unités de production d'hydrogène dans le monde et gère d'importantes infrastructures de pipelines d'hydrogène dans des pôles de raffinage clés, notamment sur la côte du golfe des États-Unis, le nord-ouest de l'Europe et le Moyen-Orient. Les projets phares de l'entreprise, comme Elygator au port de Rotterdam avec les premiers électrolyseurs livrés en 2025 et le projet Normand'Hy de 200 MW en Normandie, sont des engagements d'approvisionnement en hydrogène vert conçus pour remplacer l'hydrogène gris dans les opérations de raffinage d'Antwerp et de Normandie de TotalEnergies.

Air Products détient des actifs stratégiques d'approvisionnement en hydrogène desservant des clients raffineurs à l'échelle mondiale, avec 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, fournissant de l'hydrogène et de l'azote aux clients raffineurs dans la province orientale du Royaume. L'entreprise développe le complexe d'hydrogène vert NEOM en Arabie saoudite, visant une production de 600 tonnes par jour d'hydrogène renouvelable à partir de 4 GW d'énergie solaire et éolienne combinées, avec une mise en service progressive à partir de 2026.

BP avance le projet H2Teesside au Royaume-Uni, qui a atteint la décision finale d'investissement pour sa première phase, avec des travaux de construction en cours pour une production d'hydrogène prévue entre 2027 et 2028, produisant de l'hydrogène à partir de gaz naturel avec capture et stockage du carbone (CSC) et approvisionnant les clients industriels du cluster industriel de Teesside. Le projet est intégré commercialement avec l'infrastructure de transport et de stockage CSC du East Coast Cluster, illustrant l'interdépendance entre la production d'hydrogène bleu et l'infrastructure dédiée de stockage de CO₂.

Chevron intègre l'approvisionnement captif en hydrogène dans son réseau de raffineries aux États-Unis, avec des opérations d'hydrogène significatives dans ses installations de Richmond, en Californie, et d'El Segundo, en Californie, desservant les obligations de la norme californienne sur les carburants à faible teneur en carbone. L'entreprise évalue des transitions vers un hydrogène à faible teneur en carbone, y compris l'hydrogène bleu soutenu par le CSC pour la côte ouest des États-Unis, où la combinaison du prix du carbone en Californie et le crédit d'impôt 45V de l'IRA créent des incitations politiques significatives pour l'investissement.

Sinopec est le principal opérateur de raffineries en Chine, consommant de l'hydrogène à grande échelle 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 en Asie pour une seule entité. L'entreprise a mis en service le premier projet d'hydrogène électrolytique à grande échelle en Chine à Kuqa, dans la région du Xinjiang, une installation de 20 000 tonnes par an, et continue d'exploiter plusieurs projets de démonstration et commerciaux intégrant l'hydrogène vert dans les flux de matières premières des raffineries.

Equinor avance des stratégies hydrogène centrées sur les réserves de gaz naturel de la Norvège et l'infrastructure CSC de la mer du Nord, avec le site de stockage de CO₂ de Sleipner, l'une des installations offshore de stockage de carbone les plus anciennes au monde, offrant une capacité de séquestration géologique éprouvée pour une production potentielle d'hydrogène bleu. Equinor participe à l'initiative européenne HyDeal Ambition, qui vise à fournir de l'hydrogène vert aux clients industriels, et évalue l'intégration de l'hydrogène dans sa raffinerie de Mongstad en Norvège.

ExxonMobil occupe une position clé sur le marché mondial de l'hydrogène grâce à son projet d'installation d'hydrogène à faible teneur en carbone à Baytown, au Texas, conçu comme la plus grande au monde avec une production de 1 milliard de pieds cubes par jour et plus de 98 % de capture de CO₂ grâce au reformage autotherme, ainsi qu'à des coentreprises stratégiques avec Air Liquide et Aramco.

IOCL est la plus grande entreprise pétrolière en aval en Inde et l'un des principaux consommateurs d'hydrogène dans les raffineries en Asie, exploitant des réseaux d'hydrogène dans 11 raffineries avec une capacité combinée dépassant 80 MMTPA.

The company is building the largest green hydrogen plant in India at its Panipat refinery, aiming for 10,000 tonnes per year by 2027, setting a commercial-scale precedent for the integration of green hydrogen in refinery operations in South Asia. Under India's National Green Hydrogen Mission, IOCL is the main off-taker for domestically produced green hydrogen.

Linde est la plus grande entreprise mondiale de gaz industriels en termes de capitalisation boursière et un acteur majeur de la production et du transport d'hydrogène à l'échelle mondiale, avec une infrastructure d'approvisionnement en hydrogène couvrant la côte du golfe du Mexique aux États-Unis, 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 sur de nombreux sites de raffinerie dans le monde, et Linde développe activement une infrastructure d'approvisionnement en hydrogène électrolytique pour des applications de décarbonation des raffineries en Europe et en Asie.

Saudi Aramco est le leader mondial du marché avec une part de 12,5 % en 2025, avec des activités d'hydrogène couvrant les plus grands systèmes de production captive d'hydrogène gris au monde et un portefeuille d'investissements à faible teneur en 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 de l'Est, tandis que le développement du champ gazier de Jafurah, visant 2 milliards de pieds cubes standard par jour d'ici 2030, fournit la base d'approvisionnement à long terme pour les ambitions de l'Arabie saoudite en matière d'hydrogène bleu.

Actualités de l'industrie de l'hydrogène dans les raffineries de pétrole :

• Avr 2026 : Petronor et H2SITE ont signé un accord stratégique pour déployer la technologie propriétaire de séparation par membrane de H2SITE dans la raffinerie de Petronor au Pays basque, en Espagne, représentant la première intégration à l'échelle commerciale d'une technologie avancée de membrane d'hydrogène dans un processus de raffinerie SMR, visant une pureté plus élevée de l'hydrogène et une amélioration des performances de capture du CO₂.
• 2026 : INA a commencé la construction de son usine de production et de distribution d'hydrogène vert d'une valeur de 60 millions d'euros à la raffinerie de Rijeka en Croatie, comprenant un électrolyseur de 10 MW et une centrale solaire de 11 MW située à proximité, avec une première production d'hydrogène prévue pour 2027, soutenue par jusqu'à 15 millions d'euros dans le cadre du Plan national de relance et de résilience de la Croatie.
• Juin 2025 : INPEX a commencé la mise en service du premier projet de démonstration intégré de production d'hydrogène bleu et d'ammoniac au Japon à Kashiwazaki, dans la préfecture de Niigata, marquant le premier test entièrement intégré de la chaîne de valeur de la production à l'utilisation de l'hydrogène en utilisant du gaz naturel d'origine nationale provenant du champ gazier de Minami-Nagaoka avec séquestration du CO₂ basée sur le CSC.
• 2025 : Eni et Global Infrastructure Partners de BlackRock ont obtenu un financement de projet de 670 millions de dollars américains pour le cluster CCS HyNet North West au Royaume-Uni, une installation dont l'infrastructure de stockage CCS permet directement la production d'hydrogène bleu desservant les raffineries et les clients industriels de la région de la baie de Liverpool, Vertex Hydrogen étant désigné comme le principal producteur d'hydrogène bleu.
• Déc 2024 : Le Brésil a présélectionné 12 projets de hubs d'hydrogène propre dans le cadre d'une initiative fédérale soutenue par environ 1 milliard de dollars américains de soutien gouvernemental, des projets couvrant la production d'hydrogène renouvelable dans les régions du Nord-Est et du Sud du Brésil et posant collectivement les bases politiques pour la future législation fédérale sur l'hydrogène de 2025.

Score de concentration du marché

Le marché mondial de l'hydrogène pour les raffineries de pétrole obtient un score de 5 sur 10 sur l'échelle de concentration, reflétant une consolidation modérée où les cinq principaux acteurs, Saudi Aramco (12

5 %), Sinopec, ExxonMobil, Air Liquide et IOCL détiennent collectivement environ 40 % de part de marché, tandis que les 60 % restants sont répartis entre un grand nombre de compagnies pétrolières nationales, de raffineurs régionaux et d’opérateurs de gaz industriels, chacun occupant des positions de marché plus petites mais variables.

Le rapport de recherche sur le marché de l’hydrogène pour les raffineries de pétrole comprend une couverture approfondie du secteur avec des estimations et des prévisions en termes de revenus et de volume en “milliards de USD & MT” de 2022 à 2035, pour les segments suivants :

Marché, par type

• Gris
• Bleu
• Vert

Marché, par mode de livraison

• Captif
• Marchand

Marché, par processus

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

Les informations ci-dessus ont été 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