Pour une filière nationale d’hydrogène bas carboné

La mobilisationdesvolumesd’énergie nécessaires à une production de masse d’hydrogène bas carbone représente un défi majeur pour répondre aux besoins de la neutralité carbone de la France, puisque le rythme de développement des énergies renouvelables ne permettra pas de les envisager comme seul recours. Partant de ce constat, la Sfen a publié un nouvel avis début novembre appelant à saisir l’opportunité du socle nuciéaire pour favoriser le développement d’une fi lière de production nationale d’hydrogène bas carbone en lien avec ses futurs usagers. Cette ambition doit cependant s’appuyer sur la mise en place d’un cadre réglementaire incitatif. 

La compétitivité du nuciéaire au service de la filière hydrogène

La production d’hydrogène reste largement dominée par des technologies basées sur les combustibles fossiles, pour environ 94%. Les méthodes bas carbone de production de l’hydrogène, reposant sur l’électrolyse de l’eau ou le captage de carbone sont encore marginalement exploitées. Présentant une projection à l’horizon 2040, Bernard Charmaison, directeur de l’I-Tésé au CEA, a rappelé que les tensions sur le prix du gaz tendraient à peser sur les coûts de produc tion, entre autres, du vaporeformage de méthane. Lucas Mir, analyste énergie pour l’OCDE-AEN, a souligné quant à lui l’importance de la prise en compte de l’ensemble des coûts de production du précieux gaz jusqu’à la distribution au client final - compression, stockage, transport - pour en définir la réelle com pétitivité. En effet, suivant ce périmètre, la production d’un hydrogène produit en base avec de l’électricité à prix fixe soutiré au réseau français se situerait au même niveau de compétitivité qu’un hydrogène importé depuis l’Espagne et produit à partir de champs solaires. Un modèle couplé au réseau et bénéficiant d’une électricité à prix fixe adossé à des actifs nucléaires est, d’après les études existantes (EDF, CEA, RTE), d’ores et déjà une option plus compétitive qu’un couplage avec un parc renouvelable. En outre, l’option de la production domestique en base nécessitant globalement moins de stockage, grâce à une disponibilité constante, et moins de transport, à travers la création envisagée de clusters industriels favorisant les synergies entre producteurs et futurs usagers est moins sujet aux incertitudes de coût qui pèsent sur l’infrastructure aval.

Les importations lointaines posent des problèmes techniques et éthiques

Les alternatives relevant de l’importation de quantités importantes d’hydrogène bas car bone depuis des pays non européens (Chili, Namibie) n’ont pas fait l’objet d’un véritable chiflfrage, dans la mesure où il n’existe pas à l’heure actuelle de solution logistique viable et économique. Par ailleurs, ces solutions posent des problèmes d’ordre éthique puisque cela reviendrait à utiliser à notre usage les gisements renouvelables existants dans des pays dont les systèmes électriques doivent prioritairement servir la demande domestique

Dans un discours prononcé au Creusot le 8 décembre 2020, le président de la République Emmanuel Macron notait qu’« aucun pays ne peut produire de l’hydrogène avec un mix électrique décarboné comme nous pouvons le faire grâce au nucléaire ». Cette spécificité s’inscrit mal, pour l’instant, dans le cadre réglementaire qui se structure autour de la question de l’hydrogène renouvelable bas carbone au niveau européen. En effet, soutenus par des mesures incitatives s’élevant à plus de 13 milliards d’euros, les objectifs du plan RepowerEU de mai 2022 s’appuient presque exclusivement sur les énergies renouvelables et les importations. Cette orientation, qui ne prend pas en compte le rôle potentiel du nucléaire, semble reposer sur une prise en compte incomplète de l’empreinte carbone et du coût de la chaîne de valeur de la filière au-delà de la seule phase de production. Elle pose aussi des questions sur la mise en place d’une certification des importations, devant garantir le respect des meilleures pratiques environnementales et prévenir les conflits d’usage dans les pays d’origine.

Gare au danger des atermoiements politiques

Diana-Paula Gherasim, chercheuse au centre Énergie et climat de l’Institut françals des relations internationales (IFRI), a noté que plus d’une dizaine de textes en discussion à Bruxelles pourraient peser sur l’avenir de la filière européenne de l’hydrogène bas carbone, y compris sur des aspects aussi cruciaux que le calcul à retenir pour l’analyse en cycle de vie des différentes méthodes de production, qui ne devrait être précisé qu’en 2024.

« L’incertitude pousse les investisseurs à se tourner par exemple vers les États-Unis », selon Mikaa Mered, professeur à Sciences Po spécialiste de la géopolitique de l’hydrogène, où les crédits d’impôt mis en place par l’Inflation Reduction Act se basent déjà sur l’intensité carbone. Un cadre réglementaire réaliste sur les enjeux technologiques, économiques et environnementaux apparaît donc indispensable pour soutenir la production d’hydrogène bas carbone en Europe, qu’il soit d’origine renouvelable ou nucléaire pour l’électrolyse ou même fossile avec un système de capture et stockage du carbone pour la filière vaporeformage. Le nucléaire peut offrir un atout majeur en soutien à la décarbonation de l’industrie et la mobilité lourde par le biais de l’hydrogène. II représente la promesse d’un outil fiable, compétitif et bas carbone dont la production électrique peut être mise au service de la croissance de la filière, en construisant des synergies locales avec le parc historique et en étudiant les options techniques de couplage pour les nouveaux réacteurs. Reste à fixer les règles du jeu et à lever les ambiguïtés européennes.

< article à lire dans la Revue Générale Nucléaire