Depuis le 28 septembre, NaTran met en concertation HY-FEN, une canalisation d’hydrogène de 820 km entre Fos-sur-Mer et la frontière allemande. Trois jours plus tôt, la Commission européenne ouvrait une procédure d’infraction contre la France pour non-transposition de la directive qui doit encadrer ces mêmes réseaux. Le tuyau avance. Les règles, beaucoup moins.
HY-FEN en chiffres : 820 km, 2 Mt/an, mise en service visée en 2032
Le projet porté par NaTran (ex-GRTgaz) doit transporter jusqu’à 2 millions de tonnes d’hydrogène par an le long de la vallée du Rhône, puis vers la Moselle. Cinq régions sont traversées : Provence-Alpes-Côte d’Azur, Occitanie, Auvergne-Rhône-Alpes, Bourgogne-Franche-Comté et Grand Est. L’opérateur évoque environ 20 millions de tonnes de CO2 évitables chaque année et vise une mise en service en 2032.
La concertation préalable, placée sous l’égide de la Commission nationale du débat public, court jusqu’au 20 décembre 2026, avec réunions territoriales et participation en ligne. Le tracé n’est pas figé : il reste à dessiner dans un fuseau de quatre à cinq kilomètres de large, selon H2 Mobile. Les bassins visés sont connus : Fos-sur-Mer, la vallée de la chimie autour de Lyon, l’axe Moselle-Rhin.
HY-FEN n’est pas un projet isolé. Il forme le maillon français du corridor H2Med, qui doit relier la péninsule Ibérique à l’Allemagne, et a été retenu à l’appel à projets du Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) en janvier 2025. Nous avions détaillé cette architecture dans notre dossier sur les corridors hydrogène européens.
Une infrastructure régulée… par une directive que Paris n’a pas transposée
C’est là que le calendrier coince. La directive (UE) 2024/1788 sur le marché de l’hydrogène et des gaz décarbonés crée un régime propre aux infrastructures d’hydrogène : accès des tiers au réseau, tarification, séparation des activités, gouvernance des gestionnaires. Autrement dit, tout ce qui fait qu’un industriel sait à quel prix et à quelles conditions il pourra injecter ou soutirer ses molécules.
L’échéance de transposition tombait le 5 août 2026. Le 25 septembre, Bruxelles a adressé une mise en demeure à tous les retardataires, France comprise. D’après H2 Mobile, seule l’Italie avait respecté la date. Paris dispose de deux mois pour répondre, sans sanction financière à ce stade.
Rien de dramatique en soi : lors du troisième paquet énergie de 2009, aucun État n’avait tenu les délais, et il avait fallu environ trois ans pour une mise en conformité générale. Mais un hydrogénoduc de 820 km sans règles tarifaires fixées, c’est un actif dont le modèle de revenus reste flou. Et un projet dont les futurs clients peuvent difficilement signer des engagements de capacité.
L’Espagne accélère de son côté
À l’autre bout de H2Med, Madrid avance plus vite. Le ministère espagnol de la Transition écologique a lancé l’instruction accélérée de quatre premiers tronçons de sa dorsale hydrogène : 234 km pour 389 millions d’euros, sous la gestion provisoire d’Enagás. Ces tronçons desservent trois projets industriels qui cumulent environ 900 MW d’électrolyse, dont Catalina en Aragon (500 MW). À terme, le réseau espagnol doit atteindre environ 2 600 km d’ici 2030, selon H2 Mobile (25 septembre 2026).
Le contraste est parlant. L’Espagne branche ses tuyaux sur des projets de production identifiés. La France ouvre la discussion sur le tracé. L’Allemagne, elle, a déjà fait circuler ses premières molécules par pipeline entre Lingen et Marl. HY-FEN arrive donc au milieu d’un corridor dont les deux extrémités ont pris de l’avance.
La vraie question : qui remplira le tuyau ?
Une canalisation ne vaut que par les volumes qui y passent. Or la demande est loin d’être sécurisée. Le 23 septembre, 170 entreprises, relayées par Hydrogen Europe, le Hydrogen Council et la Renewable Hydrogen Coalition, ont écrit à la Commission pour qu’elle maintienne des objectifs contraignants sur l’hydrogène renouvelable (RFNBO) après 2030, rapporte H2 Mobile.
Leurs arguments sont chiffrés : plus de 15 milliards d’euros déjà investis en Europe, une progression de 35 % en un an, plus de 4 GW d’électrolyse en construction. La directive RED III fixe aujourd’hui 42 % d’hydrogène renouvelable dans la consommation industrielle en 2030, puis 60 % en 2035. D’autres industriels, dont Shell, Repsol ou Yara, jugent ce cadre trop coûteux. Le débat n’est pas tranché.
Pour un réseau comme HY-FEN, ces objectifs font la différence entre un actif plein et un actif échoué. Ce sont eux qui obligent les raffineries, les chimistes et les sidérurgistes à acheter de l’hydrogène bas carbone. Sans eux, les volumes de 2 Mt/an relèvent du pari. La France a par ailleurs simplifié côté production, en sortant l’électrolyse du régime ICPE réservé aux fossiles : le maillon manquant, c’est désormais le transport.
Ce que la concertation doit trancher
Les réunions publiques porteront sur le tracé, les nuisances, l’emprise foncière. Légitime. Mais l’intérêt des trois prochains mois est ailleurs : obliger l’État à dire comment il transposera la directive 2024/1788, qui régulera les tarifs et qui portera le risque de sous-utilisation pendant la montée en charge.
Si la réponse tarde, HY-FEN pourrait devenir le symbole d’une France qui planifie ses infrastructures avant ses règles. Si elle arrive vite, la vallée du Rhône a une carte à jouer : devenir le couloir par lequel l’hydrogène ibérique rejoint l’industrie allemande, en décarbonant au passage Fos et la chimie lyonnaise. Réponse de Paris attendue sous deux mois.
Les autres actualités du jour (nucléaire, stockage, prix du gaz) sont à retrouver dans la veille énergie du 29 septembre 2026.
Vous suivez les projets hydrogène ?
Électrolyse, infrastructures, financements, usages industriels : notre couverture sépare les annonces des mises en service effectives. Recevez la newsletter du vendredi.
