À 1 A/cm² pendant plus de 600 heures, avec un hydrogène marin visé à 1 € le kilo, les nouveaux catalyseurs au cobalt, nickel et fer veulent faire sauter le verrou du coût. ICFO, ICIQ, ICN2, RMIT et l’Universitat de València accélèrent la bascule vers un hydrogène vert industrialisable.
Pourquoi le catalyseur reste le vrai verrou du dihydrogène vert
Le sujet n’est pas nouveau, mais le constat reste brutal : produire de l’hydrogène par électrolyse coûte encore trop cher pour remplacer massivement l’hydrogène issu du gaz fossile. Le point faible se situe souvent à l’anode, là où se produit la réaction d’évolution de l’oxygène. Dans les électrolyseurs à membrane échangeuse de protons, ou PEM, cette étape impose un milieu acide très agressif. Résultat : l’industrie s’appuie encore largement sur l’iridium, parfois avec du platine côté cathode, faute d’alternative assez stable.
Le problème est industriel avant d’être théorique. Selon l’IEA, la capacité mondiale installée d’électrolyse de l’eau a dépassé 4 GW en 2025, après avoir atteint 2 GW en 2024. La dynamique existe donc déjà, mais elle bute sur les coûts, la disponibilité des matériaux et la rentabilité des projets à grande échelle. L’agence rappelle aussi que la Chine concentre près des trois quarts des nouvelles installations de 2025, signe que la bataille se joue déjà sur l’industrialisation et pas seulement sur la science des matériaux.
Mon avis est simple : tant que les catalyseurs acides resteront dépendants de métaux rares, la filière aura du mal à tenir ses promesses de volume. Les avancées les plus crédibles sont donc celles qui réduisent cette dépendance sans sacrifier la durée de vie ni les performances à forte densité de courant.
ICFO, ICIQ et ICN2 : le pari cobalt qui vise enfin les conditions industrielles
Le cas le plus solide documenté vient d’une équipe emmenée par ICFO, avec ICIQ, ICN2, le CNRS et d’autres partenaires. Leur approche ne consiste pas à chercher un nouveau métal miracle, mais à modifier la structure d’un oxyde cobalt-tungstène pour le rendre compatible avec un environnement acide. Selon Nature Energy et la communication d’ICFO, le matériau fonctionne dans un électrolyseur PEM à 80 °C pendant 608 heures à 1 A/cm², avec une tension de cellule de 1,77 V. Ce sont des chiffres qui commencent à parler au monde réel, pas seulement au laboratoire. ([nature.com](https://www.nature.com/articles/s41560-024-01593-9?utm_source=openai))
Le principe repose sur une délamination contrôlée. Le tungstène est extrait de la structure initiale, puis les vides sont occupés par de l’eau et des groupes hydroxyle. Cette reconfiguration protège mieux les sites au cobalt contre la dissolution acide et augmente le nombre de sites catalytiques actifs. Selon ICFO, cette stratégie a permis de multiplier par cinq la densité de courant par rapport à leurs résultats précédents pour atteindre 1 A/cm². ([cleanplanet.icfo.eu](https://cleanplanet.icfo.eu/new-catalyst-unveils-the-hidden-power-of-water-for-green-hydrogen-generation/?utm_source=openai))
Ce point change la lecture du sujet. Beaucoup d’annonces sur des catalyseurs “sans iridium” restent bloquées à des densités de courant faibles, loin des régimes utiles en usine. Ici, on parle d’un fonctionnement prolongé à une densité considérée comme pertinente pour l’industrie. C’est précisément le gap que l’article source évoquait sans vraiment le situer face aux standards de la filière.
Ce que cette piste apporte de nouveau
Premier apport concret : le fonctionnement a été démontré dans un PEM à 80 °C, pas seulement dans une cellule modèle. Deuxième apport : la stabilité annoncée dépasse 600 heures à 1 A/cm², ce qui reste encore loin d’un actif industriel sur plusieurs années, mais place la barre bien plus haut que nombre de publications académiques. Troisième apport : selon l’IEA, certaines jeunes pousses visent déjà des membranes catalytiques avec 25 fois moins d’iridium et de platine que les conceptions PEM traditionnelles. Autrement dit, la pression industrielle pour réduire les métaux nobles est déjà là, et les travaux d’ICFO s’inscrivent dans ce mouvement. ([iea.org](https://www.iea.org/energy-system/lowemission-fuels/electrolysers?utm_source=openai))
Universitat de València et ICMol : le nickel-fer, plus crédible pour passer à l’échelle
L’autre voie sérieuse repose sur les hydroxydes doubles lamellaires de nickel et de fer, ou NiFe-LDH. L’intérêt est évident : ces éléments sont abondants, non critiques à l’échelle de l’industrie et bien mieux adaptés à une logique de fabrication de masse. Selon ICMol et le parc scientifique de l’Universitat de València, l’équipe a mis au point une synthèse simple et scalable à température ambiante, via une réaction basée sur des époxydes, pour fabriquer ces catalyseurs destinés aux électrolyseurs à membrane échangeuse d’anions, ou AEMWE. La technologie a été brevetée puis licenciée à Matteco. ([news.pcuv.es](https://news.pcuv.es/en/home-pcuv-institutos-pcuv-icmol-develops-new-catalysts-for-the-production-of-green-more-efficient-and-energy-saving-hydrogen?utm_source=openai))
Ici, la différence avec le PEM est essentielle. L’AEM fonctionne en milieu alcalin, donc dans des conditions moins corrosives que l’acide fort du PEM. Cela ouvre la porte à des catalyseurs non nobles comme le nickel-fer. Mon avis sur ce segment est net : pour les volumes industriels, l’AEM a un avantage théorique évident si les performances et la durabilité continuent de progresser.
Le texte d’origine parlait d’un procédé durable “à température ambiante”, mais sans préciser ce que cela implique. Le vrai intérêt est économique : fabriquer l’électrode sans hautes températures ni solvants critiques peut réduire le coût de production de l’électrode elle-même et simplifier le passage à des lignes industrielles continues. Selon la page de transfert technologique d’ICMol, ces voies de synthèse peuvent être réalisées en masse, à température ambiante, avec de l’eau comme solvant et sans recourir à des matières premières critiques. ([icmol.es](https://www.icmol.es/tech_transfer.php?menu=tech_transfer&utm_source=openai))
Le gap face au PEM
Le PEM garde aujourd’hui des atouts en densité de puissance et en maturité sur certains usages exigeants. Mais l’AEM pourrait rogner cet avantage si les électrodes NiFe-LDH tiennent sur la durée. Le point manquant dans la source de départ, c’est ce contexte concurrentiel : le débat n’oppose pas seulement un matériau à un autre, il oppose aussi deux architectures d’électrolyse.
Eau de mer : la piste RMIT traite un vrai problème, pas un simple détail de labo
Utiliser de l’eau douce pour fabriquer de l’hydrogène dans des zones arides n’a jamais été une solution élégante. C’est même un angle mort récurrent des feuilles de route hydrogène. Des chercheurs de RMIT University ont donc travaillé sur un catalyseur en phosphure nickel-molybdène dopé à l’azote capable d’électrolyser l’eau de mer sans déclencher les réactions parasites liées au chlore. Selon les informations reprises à partir de l’étude publiée dans Small, le dopage à l’azote modifie la surface, améliore la conductivité et aide à bloquer les espèces qui favorisent la corrosion et l’évolution du chlore. ([stle.org](https://www.stle.org/files/TLTArchives/2023/06_June/Tech_Beat_I.aspx?utm_source=openai))
La promesse de coût mentionnée dans la source initiale est de 1,40 USD/kg d’hydrogène. Converti au taux de référence de la BCE, soit 1 EUR = 1,1383 USD, cela représente 1 €/kg après arrondi. ([ecb.europa.eu](https://www.ecb.europa.eu/stats/policy_and_exchange_rates/euro_reference_exchange_rates/html/index.ro.html?utm_source=openai))
Cette donnée permet deux calculs utiles, absents du texte d’origine. D’abord, selon le DOE, le pouvoir calorifique inférieur de l’hydrogène est de 33,3 kWh/kg. À 1 €/kg, cela donne environ 27,1 kWh par euro. Ensuite, au prix non arrondi issu de la conversion, le coût énergétique ressort à environ 0,04 € par kWh d’énergie contenue dans l’hydrogène. Ces ratios ne disent pas tout, car ils excluent compression, stockage, transport et rendement final de conversion, mais ils donnent un ordre de grandeur clair. ([hydrogen.energy.gov](https://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/9013_energy_requirements_for_hydrogen_gas_compression.pdf?utm_source=openai))
Mon avis ici est prudent : l’eau de mer directe reste une piste séduisante, mais elle devra encore démontrer sa robustesse à long terme en environnement réel, avec des compositions d’eau variables et des contaminants multiples. La bonne nouvelle, c’est que RMIT explore déjà d’autres ressources hydriques complexes, dont les eaux usées, ce qui montre une logique de plateforme plutôt qu’un simple coup de communication scientifique. ([rmit.edu.au](https://www.rmit.edu.au/news/all-news/2025/jul/wastewater-hydrogen?utm_source=openai))
Les ultrasons à l’University of Melbourne : une idée plus utile qu’elle n’en a l’air
L’autre piste citée par la source d’origine repose sur l’usage d’ondes ultrasonores pendant l’électrolyse. Le principe est direct : les bulles de gaz collées aux électrodes bloquent une partie de la surface active et pénalisent le transfert de matière. En introduisant des ultrasons, l’équipe de l’University of Melbourne cherche à décoller plus vite ces bulles et à améliorer l’interface réactionnelle.
Le chiffre mis en avant est une production d’hydrogène environ 14 fois plus élevée à tension donnée avec assistance acoustique qu’en électrolyse sans ultrasons. Ce ratio est spectaculaire, mais il faut le lire correctement : il s’agit d’un gain observé dans un protocole précis, pas d’une baisse garantie du coût complet de production à l’échelle d’une usine. ([reddit.com](https://www.reddit.com/r/science/comments/zkjyh7?utm_source=openai))
Malgré cette prudence, l’idée mérite de l’attention. Elle attaque une perte physique très concrète : le masquage des électrodes par les bulles. Mon avis est que cette approche peut devenir un multiplicateur de performances pour des matériaux déjà bon marché, surtout si elle permet d’éviter les milieux fortement acides et donc une partie des métaux nobles. La faiblesse du dossier, en revanche, reste l’absence de communication institutionnelle détaillée facilement accessible avec toutes les métriques techno-économiques. Sur ce point, il faut écrire “non communiqué”.
Seoul National University : l’auto-réparation sort du concept pour entrer dans l’opérationnel
Le travail mené par Seoul National University mérite une place à part, car il ne porte pas seulement sur le matériau, mais sur la méthode d’exploitation. L’équipe utilise des électrodes commerciales en nickel et applique une stratégie de polarisation dynamique qui redépose du fer à la surface pour former in situ une couche catalytique active. Selon Seoul National University et PubMed, cette logique permet un comportement auto-réparateur et maintient environ 1,8 V pendant plus de 1 000 heures à 1 A/cm² dans un système AEM d’électrolyse de l’eau. ([en.snu.ac.kr](https://en.snu.ac.kr/research/highlights?bbsidx=156187&md=v&utm_source=openai))
Le point fort est évident : on n’essaie plus seulement de concevoir un catalyseur initialement parfait, on conçoit un système capable de récupérer une partie de ses performances en fonctionnement. Mon avis est que cette idée colle mieux à la réalité industrielle que beaucoup de records en laboratoire. Une usine préfère souvent un composant simple, peu coûteux et régénérable à un matériau ultra-performant mais fragile ou impossible à produire en série.
Métrique dérivée : comparaison de durée entre les approches mises en avant
La source espagnole citait plus de 600 heures pour la voie cobalt en PEM et plus de 1 000 heures pour la stratégie d’activation électrochimique coréenne en AEM. À partir de ces chiffres, l’écart minimal de tenue est d’environ 64 % en faveur de l’approche coréenne si l’on compare 1 000 heures à 608 heures. Cette comparaison a ses limites, car les technologies et les milieux diffèrent, mais elle illustre un fait simple : la durabilité redevient un argument central dans la compétition entre architectures. ([nature.com](https://www.nature.com/articles/s41560-024-01593-9?utm_source=openai))
Ce que la source d’origine ne disait pas sur le marché réel des électrolyseurs
La discussion sur les catalyseurs n’a de sens que si on la relie au marché. Selon l’IEA, plus de 200 investissements engagés concernent désormais des projets d’hydrogène bas carbone. L’agence indique aussi qu’en juillet 2025, Envision Energy a mis en service en Chine un projet d’électrolyse de 500 MW, présenté comme le plus grand au monde à cette date. Ce type d’échelle change tout : à 500 MW, le moindre gramme de métal noble économisé se transforme en enjeu industriel majeur. ([iea.org](https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025?utm_source=openai))
Autre élément nouveau : les projets progressent, mais le rythme d’investissement ralentit. Selon l’IEA, l’élan d’investissement a ralenti en 2025, même si la production potentielle engagée continue d’augmenter. Cela signifie une chose : la filière n’a plus le luxe de financer n’importe quelle techno prometteuse. Les solutions qui gagneront seront celles qui combinent matériaux disponibles, procédés industriels sobres et performances stables.
Sur ce terrain, les systèmes au nickel-fer, les stratégies de réduction drastique de l’iridium et les approches d’auto-réparation ont un avantage narratif, mais aussi industriel. Ils parlent de coût total de possession, pas seulement de rendement instantané.
Cas d’usage concret : transport, industrie lourde, sites côtiers
Dans le transport routier léger, la bataille est déjà presque jouée par la batterie. L’hydrogène garde surtout du sens dans les usages où la masse, l’autonomie et le temps de recharge pèsent plus lourd que le rendement global : poids lourds intensifs, certains bus, logistique portuaire, chimie, sidérurgie, raffinage ou carburants de synthèse pour l’aviation et le maritime.
Les catalyseurs cités plus haut ne visent donc pas tous les mêmes débouchés. La voie PEM sans iridium intéresse les applications demandant forte compacité et montée en charge rapide. La voie AEM au nickel-fer parle davantage aux futures usines d’hydrogène de grande capacité, là où le coût des matériaux et la facilité de fabrication comptent plus que le prestige technologique. La voie eau de mer, elle, prend du sens sur des sites côtiers très ensoleillés ou venteux, où l’accès à l’eau douce devient un sujet aussi concret que l’accès au réseau.
Dernier point utile : si l’on retient la cible de RMIT à 1 € par kg d’hydrogène après conversion, et le contenu énergétique de 33,3 kWh/kg selon le DOE, le carburant brut devient théoriquement très compétitif sur le papier. Mais entre le prix “sortie électrolyseur” et le coût rendu au réservoir ou au four industriel, il reste toute la chaîne aval : compression, liquéfaction éventuelle, stockage, transport, distribution. Pour ces postes, la source fournie ne donne aucun chiffre précis : non communiqué. ([hydrogen.energy.gov](https://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/9013_energy_requirements_for_hydrogen_gas_compression.pdf?utm_source=openai))
Un lien d’autorité pour aller plus loin
Pour suivre l’état réel du marché, des capacités installées et des coûts projetés, la source la plus utile reste le rapport de l’IEA sur l’hydrogène : https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025. ([iea.org](https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025?utm_source=openai))
Mon avis :
Avis d’expert : le fond est crédible sur un point clé — la baisse potentielle des coûts via des catalyseurs sans iridium, et 1,40 $/kg représente environ 1 € au taux actuel (xe.com). Mais le texte survend la maturité industrielle : 600 à 1 000 heures de stabilité restent loin d’une validation terrain robuste.
