Evoquer la distribution d’un nouveau vecteur d’énergie, même à un stade préliminaire, exige non seulement une analyse du cycle de vie, mais aussi une analyse économique globale (coût capital, coûts opératoires et maintenance). Le coût de l’hydrogène produit localement par électrolyse est d’abord et avant tout lié à celui de l’électricité, donc à son mode de production. Dans le cas d’une électricité « verte », ce sont les coûts en capitaux du système renouvelable (photovoltaïque, éolien...) qui influeront. Les chiffres varient, selon les auteurs et les hypothèses retenues (taille et performances de l’unité, coût capital...) entre 20 et 70 $/GJ, avec un assez large consensus autour de 27-55 $/GJ (100 - 200 €/MWh th) (ou 4– 6 $/kg d'hydrogène, se référant à l'équivalent PCS) pour une durée de fonctionnement supérieure à 7 000 h/an (Figure 8). Ces chiffres sont à considérer avec prudence, compte tenu du faible retour d’expérience sur les performances réelles de ces systèmes et des coûts associés, mais ils montrent qu’une analyse économique, même préliminaire, ne permet pas de disqualifier cette nouvelle filière qui reste encore à développer, notamment pour des applications captives. Ces coûts peuvent être comparés aux résultats des travaux du projet national HyFrance3. Par exemple, dans l’hypothèse d’une production massive d’hydrogène à partir d’un champ éolien, couplée à un stockage en cavités profondes, dans les régions PACA ou Rhône-Alpes, le coût prospectif, en 2050, de l’hydrogène produit par électrolyse serait dans la gamme 0,6 – 0,9 $/kg (0,5 – 0,7 €/kg). De son côté, le CGSP (Commissariat Général à la Stratégie et à la Prospective) a publié en septembre 2014, les résultats d'une étude sur le sujet (Figure 9)