Hydrogène vert : en Afrique du Sud, 140 M$ pour des projets sans acheteur

Le 27 octobre 2026, le Fonds vert pour le climat (GCF) a approuvé 140 millions de dollars pour un programme de décarbonisation industrielle en Afrique du Sud et en Namibie. Le dossier décrit un programme valorisé à 1,2 milliard. Le détail du projet approuvé dit autre chose : 140 millions d'équité apportés par le GCF, 1,06 milliard de cofinancement proposé. Le mot compte. Ce milliard n'est pas levé, il est espéré.

Voilà la mécanique que peu de communiqués décrivent. L'argent public climat ne finance plus des centrales solaires ; il finance la possibilité qu'un jour des industriels privés acceptent d'acheter de l'hydrogène et de l'ammoniac verts produits en Afrique australe. Le GCF paie l'étude de faisabilité, les permis, la planification technique. C'est ce que la documentation appelle le « capital catalytique » : de l'argent qui accepte un risque que personne d'autre ne veut prendre, pour rendre le projet présentable à des investisseurs commerciaux.

Où va réellement l'argent

La répartition est publique. Sur les 140 millions, 84 vont au fonds sud-africain SA-H2 en équité de construction. Les 56 restants vont au fonds namibien SDG Namibia One, dont 15 millions pour la préparation de projets et 41 millions en équité de construction. Deux tranches, deux fonctions : payer les papiers en amont, payer les fondations en aval. Aucune ne paie l'exploitation.

Les projets cités dans le dossier sont tous au stade du développement, pas de la production. En Afrique du Sud, SA-H2 a signé des accords de financement de développement avec le projet d'ammoniac vert Coega de Hive Hydrogen et une usine de méthanol vert issue des eaux usées. En Namibie, le programme soutient Hyphen, HyIron et son projet de fer vert Oshivela, ainsi que l'engrais Dâures. Des accords de préparation, pas des usines en marche.

Le programme promet 24,2 millions de tonnes d'équivalent CO2 évitées sur sa durée de vie. Le document du GCF précise lui-même qu'il s'agit de prévisions, conditionnées au bouclage financier, à la construction et à l'exploitation. Une tonne évitée future n'a jamais refroidi personne.

La règle qui déplace le risque

Le point décisif tient en une ligne du dossier : la Banque de développement d'Afrique du Sud (DBSA) est l'entité accréditée qui supervise le programme. Traduction : c'est une institution financière publique sud-africaine qui porte la responsabilité fiduciaire des fonds. Le GCF apporte 140 millions ; la DBSA engage sa signature.

Pour mesurer ce que cela représente, remettez le chiffre dans son pays. L'Afrique du Sud, c'est 427,2 milliards de dollars de PIB en 2025 selon la Banque mondiale, une croissance de 1,1 %, et des entrées nettes d'investissements directs étrangers négatives : -2,2 milliards de dollars sur la même année. Autrement dit, le pays a désinvesti net en 2025. Dans ce contexte, 140 millions de dollars publics catalytiques pèsent d'un poids particulier : ils interviennent là où le capital privé international ne s'est pas présenté.

L'électricité, elle, est accessible à 90,2 % de la population (Banque mondiale, 2024), mais les renouvelables ne pesaient que 9,7 % de la consommation finale en 2021. Aucun document fourni ne dit à quel prix le mégawattheure sera disponible pour ces électrolyseurs. C'est pourtant de ce prix que dépend toute la chaîne.

L'acheteur manquant

Car le vrai obstacle n'est pas technique. Il est commercial. Pour qu'un projet d'ammoniac vert tienne, il faut un acheteur qui signe un contrat de long terme à un prix compétitif face à l'ammoniac gris. Le dossier du GCF le reconnaît à demi-mot : les investisseurs devront encore évaluer l'approvisionnement électrique, les contrats clients de long terme, les coûts de construction et la compétitivité commerciale des produits industriels verts. Aucun contrat de ce type n'est mentionné dans la documentation. Aucun prix de vente non plus.

C'est là que se joue la différence entre un fonds et une usine. Le GCF a approuvé un programme, pas un débouché. Le programme est d'ailleurs listé comme approuvé et non encore en mise en œuvre — le prochain jalon est le bouclage financier, pas la première tonne d'acier.

Le contexte n'est pas vierge. SA-H2 avait déjà atteint un premier closing de 3 milliards de rands en août 2026, avec des engagements d'institutions de développement, d'investisseurs sud-africains et d'assureurs. Et la tranche développement de CI3, le véhicule qui porte l'ensemble, avait sécurisé 150 millions d'euros auprès d'Invest International et de la Commission européenne. L'argent public européen et sud-africain a donc précédé l'argent public climat. Une pile de fonds publics qui interviennent successivement sur le même objet.

Ce que cela dit du marché

La leçon dépasse l'hydrogène. Le financement climat en Afrique s'est déplacé : il ne rémunère plus la production d'énergie, il subventionne la réduction du risque pour des projets que le secteur privé juge encore trop incertains. C'est une politique industrielle qui s'ignore, et elle a un mérite — elle rend visible ce qui bloque. Ici, ce qui bloque s'appelle client, contrat et prix.

Reste une question que la documentation laisse ouverte. Quand un fonds multilatéral et une banque publique nationale s'associent pour absorber le risque d'un projet sans acheteur identifié, qui paie si l'usine ne sort jamais de terre ? Le GCF, sur ses 140 millions d'équité. La DBSA, sur son bilan — mais aucun document ne chiffre cette exposition. Et en dernier ressort, peut-être, le contribuable sud-africain, dans un pays qui a désinvesti net en 2025 et croît à 1,1 %. Le vert, ici, a une couleur que la comptabilité publique n'a pas encore nommée.