III. POUR UN NUCLÉAIRE PLUS DIVERS, PLUS INNOVANT ET PLUS PROPRE
A. SAISIR L'OCCASION DE LA RELANCE DU NUCLÉAIRE POUR FAVORISER UNE PRODUCTION MASSIVE D'HYDROGÈNE BAS-CARBONE, AUX CÔTÉS DE CELUI RENOUVELABLE
Les rapporteurs estiment crucial que de saisir l'occasion de la relance de l'énergie nucléaire pour favoriser une production massive d'hydrogène bas-carbone , aux côtés de celui renouvelable.
Selon France Hydrogène, « un programme de relance du nucléaire en France pourrait se lier à une politique de production domestique d'hydrogène décarboné », d'autant que « l'augmentation du taux d'utilisation du parc nucléaire français d'une moyenne de 70 % ces dernières années à 80 % d'ici 2030 pourrait fournir l'électricité supplémentaire nécessaire pour faire fonctionner la totalité de la capacité d'électrolyse de 6,5 GW visée par le pays d'ici à 2030 ».
Aussi une production domestique d'hydrogène, issue de l'énergie nucléaire, doit-elle être préférée à la production d'hydrogène fossile (comme au Royaume-Uni) ou à l'importation d'hydrogène renouvelable (comme en Allemagne). Cette filière étant encore émergente, il faut toutefois veiller à la baisse des coûts, à la cohérence des projets et à la maturité des technologies.
L'AEN a bien rappelé que « l'hydrogène nucléaire est au stade embryonnaire », estimant nécessaire « d'encourager des projets à petite échelle utilisant des technologies d'électrolyse éprouvées et les réacteurs nucléaires existants pour mieux en étudier les aspects liés à l'économie, aux technologies, aux marchés et aux procédures d'autorisation ».
Pour RTE, le recours à l'énergie nucléaire peut cependant permettre d'améliorer la compétitivité des électrolyseurs d'hydrogène : « La construction d'électrolyseurs est coûteuse. Il sera par conséquent utile et opportun de les faire fonctionner en base et de ce point de vue le nucléaire produisant massivement de l'électricité en base est un atout. Ce lien avec le nucléaire peut permettre d'améliorer la compétitivité de la production d'hydrogène ».
Pour ce faire, deux voies sont envisageables :
- à court terme, il faut encourager l'utilisation par les électrolyseurs à basse température de l'électricité nucléaire disponible sur le réseau de distribution d'électricité , les professionnels plaidant pour la mise en oeuvre de contrats de long terme ;
- à long terme, il faut étudier la faisabilité technologique et économique d'une implantation d'électrolyseurs à haute température à proximité de réacteurs nucléaires , des recherches en ce sens étant conduites aux États-Unis, au Royaume-Uni et en France.
Ces derniers électrolyseurs, qui atteignent 700 à 800 °C, affichent un rendement élevé (entre 80 à 85 %, selon France Hydrogène) et des coûts faibles (2 kg/H 2 pour une électricité à 40 €/MWh, pour le Gouvernement). En France, un projet d'électrolyseur à haute température, Genvia, est porté autour du CEA.
Selon France Hydrogène, le second procédé offre de bien meilleurs rendements : « Les procédés d'électrolyse haute température (TRL-5-6) fonctionnent entre 700-800 °C et permettent des gains de rendement dans la production de l'ordre de 10-15 points (80 à 85 % de rendement) par rapport à l'électrolyse basse température [...] d'où un intérêt à installer les électrolyseurs à haute température à proximité d'industries, de réseaux de chaleur ou de centrales nucléaires, y compris les petits réacteurs modulaires. »
En revanche, il a ajouté que ce procédé suppose une adaptation de la conception des réacteurs : « Cette hybridation nucléaire-hydrogène nécessite une adaptation dès la conception des réacteurs nucléaires. Deux exemples d'expérimentations [existent] dans le monde : aux États-Unis, le programme démonstrateur H2@Scale [...] ; au Royaume-Uni, le projet Freeport. »
De son côté, le CEA a relevé l'intérêt des contrats de long-terme pour favoriser l'hydrogène produit à partir du réseau : « S'agissant d'une production d'hydrogène à partir d'énergie nucléaire, une possibilité serait l'utilisation de l'électricité nucléaire du réseau français, fournie au travers de contrats de type PPA entre EDF et les développeurs de projet de production d'hydrogène par voie électrolytique. »
De plus, il a précisé que le couplage entre productions d'énergie nucléaire et d'hydrogène fait l'objet d'une étude, y compris dans le cadre du projet de SMR Nuward : « Au-delà de 2030, la production de l'hydrogène par des systèmes nucléaires couplés pourrait également être compétitive. Le CEA travaille dans cette perspective au couplage SMR - EHT, avec une équation économique qui reste encore à confirmer. »
Un démonstrateur d'électrolyseur haute température, Genvia, est même en cours avec un premier déploiement à l'horizon 2026 : « Pour la technologie EHT, l'enjeu est aujourd'hui son industrialisation avec la fabrication de modules de forte capacité. [...] Le projet d'industrialisation de l'EHT mené dans le cadre de Genvia vise un système industriel de 300 MW à l'horizon 2026. »
En revanche, le CEA a précisé que ce couplage suppose encore de développer des briques technologiques : « Le développement d'une filière hydrogène nucléaire nécessite des briques dans le domaine de l'hydrogène d'une part et dans le domaine nucléaire d'autre part. [Pour] la brique hydrogène, un des éléments clefs est la technologie d'électrolyse. [...] Concernant la brique nucléaire, [...] les SMR pourraient par exemple répondre parfaitement aux besoins. »
Le CNRS a ajouté que des réacteurs de 4 e génération pourraient même être mobilisés à très long-terme dans ce couplage : « À long terme, les réacteurs nucléaires de quatrième génération à très haute température pourraient permettre de nouveaux types de couplage. »
Cependant, il a appelé à la vigilance quant à un éventuel conflit d'usage dans l'utilisation de la production nucléaire, entre les besoins en électricité et ceux en hydrogène : « Construire de nouvelles centrales nucléaires [va] prendre une dizaine d'années chacune [...] pour satisfaire à la fois la production de l'hydrogène par électrolyse et l'électrification de plusieurs procédés industriels. »
Quant à l'AEN, elle a indiqué que d'autres procédés, distincts des électrolyseurs à haute température, sont en cours : « Des technologies de production d'hydrogène nucléaire innovantes telles que l'électrolyse à haute température et les cycles thermochimiques de l'eau présentent un important potentiel. Ces deux technologies mobilisent l'énergie thermique pour fractionner les molécules d'eau et en extraire l'hydrogène, réduisant ainsi la quantité d'électricité utilisée à cette fin. »
Appelant à approfondir la voie d'un hydrogène issu de l'énergie nucléaire, les rapporteurs proposent de consolider en ce sens le cadre européen, les dispositifs budgétaires et la planification territoriale .
S'agissant du cadre juridique, une complète neutralité technologique doit être appliquée entre l'hydrogène bas-carbone et celui renouvelable , dans le Paquet Ajustement à l'objectif 55 , notamment les dispositions applicables à l'industrie, aux réseaux et aux transports, par les projets de directive sur les énergies renouvelables 246 ( * ) , de règlements et de directive sur le marché de l'hydrogène 247 ( * ) , 248 ( * ) et de règlements sur les carburants aériens durables 249 ( * ) et les infrastructures de recharge pour carburants alternatifs 250 ( * ) . En particulier, les objectifs de 50 % d'hydrogène dans l'industrie d'ici 2030, et de 2,6 % dans les transports à la même date - qui seraient relevés à 75 et 5 % par le Plan RePowerEU - , sont hors d'atteinte en l'absence d'une telle neutralité. Au total, le seuil de 3,0 kgCO 2 eq/kgH 2 , prévu par la « taxonomie verte européenne », doit être appliqué dans tous les textes européens. En effet, il permet de qualifier 95 % de la production d'hydrogène bas-carbone alimentée par le réseau électrique français, selon le Gouvernement. À ce sujet, une vigilance s'impose sur l'acte délégué prévu par la directive sur le marché de l'hydrogène, qui doit déterminer une méthodologie de calcul et de réduction des émissions de GES, d'ici le 31 décembre 2024. Enfin, la réforme annoncée du marché européen de l'électricité pourrait être l'occasion de diffuser des contrats de long terme nécessaires au développement de l'hydrogène bas-carbone.
La CRE a rappelé le manque de neutralité technologique à l'échelon européen : « Cette complète neutralité n'est pas garantie aujourd'hui, notamment au niveau européen. La Commission européenne est favorable à la création d'un marché européen de l'hydrogène “ renouvelable ”, adossé à des infrastructures de stockage et de transport transnationales. D'autres États membres comme la France mettent l'accent sur la nécessité de privilégier les enjeux industriels associés à une production locale d'hydrogène “ bas-carbone ”, notamment à partir d'électricité nucléaire. Il existe donc un réel risque de discrimination. À titre d'exemple, la Commission européenne propose d'introduire un objectif d'incorporation de 50 % d'hydrogène renouvelable dans l'industrie en 2030. Cette position serait très préjudiciable pour la France et l'hydrogène bas-carbone issu de l'énergie nucléaire. »
De son côté, France Hydrogène a appelé à l'application d'un principe de neutralité technologique et à l'institution de contrats de long terme : « L'Union européenne devrait adopter une approche de neutralité technologique reconnaissant à la fois l'hydrogène renouvelable et l'hydrogène bas-carbone [...] pour l'atteinte des objectifs de décarbonation de l'Union et ses cibles sectorielles (industrie, transports). [...] Le recours à des contrats d'achat d'électricité de long terme, soit d'électricité renouvelable ( Power Purchase Agreements ), soit d'électricité bas-carbone (modèle Exeltium), permettrait d'apporter une visibilité et une stabilité [...] aux producteurs d'hydrogène. »
Concernant les dispositifs budgétaires, il est nécessaire d'accélérer l'application du dispositif de soutien à la production d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone par électrolyse de l'eau , institué par une ordonnance n° 2021-167 du 17 février 2021 251 ( * ) , prise en application de la loi « Énergie-Climat », de 2019 252 ( * ) , à compter du 31 décembre 2023 (article L. 812-1 du code de l'énergie notamment). Ce dispositif est en cours de notification auprès de la Commission européenne : il doit être mis en oeuvre sitôt cette formalité effectuée. De plus, il est essentiel de garantir le financement des PIIEC, dans la mesure où le Plan France Relance ne prévoit que 1,7 Md€ sur un total de 3,27 Mds€. De l'aveu du Gouvernement, « des fonds supplémentaires devront être cherchés sur les autres lignes de France 2030 [...] et sous forme de cofinancements régionaux ». Les 15 projets en cours de notification auprès de la Commission européenne doivent, eux aussi, pouvoir bénéficier des financements idoines sitôt cette formalité réalisée. Dans le même esprit, les appels à projets de l'Ademe sur les écosystèmes de mobilités et de territoires doivent être pérennisés. Autre point, la loi « Climat-Résilience », de 2021 253 ( * ) , a ouvert la possibilité aux collectivités territoriales ou à leurs groupements de participer au capital de sociétés de production d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone (articles L. 2253-1, L. 3231-6 et L. 4211-1 du code général des collectivités territoriales). Si ce dispositif est utile, les collectivités territoriales et leurs groupements attendent aujourd'hui le relèvement du seuil de 5 % de recettes appliqué. Pour autant, un effort est attendu des professionnels pour abaisser les coûts de production, de transport et de compression. Selon la filière, l'objectif, en termes de dépenses d'investissement, est de passer d'environ 1 300 €/kW à 250 à 500 €/kW en 2030. Un objectif, non contraignant, d'abaissement du coût des électrolyseurs doit être inscrit dans la PPE.
Sur ce sujet, France Hydrogène estime que « la filière est également dans l'attente de la mise en oeuvre du mécanisme de soutien à la production d'hydrogène renouvelable et d'hydrogène bas-carbone produit par électrolyse. [...] Pré-notifié à la Commission européenne en début 2022, ce mécanisme d'aide au fonctionnement octroyé par appels d'offres permettra [...] d'accompagner les premiers déploiements d'électrolyseurs sur le territoire national et accélérer une trajectoire de baisse des coûts des technologies d'électrolyse. France Hydrogène espère sa validation rapide par Bruxelles d'ici à l'été 2022 pour un lancement des premiers appels d'offres en France d'ici fin 2022 ».
De son côté, le Gouvernement a précisé que « dans les semestres à venir, la stratégie nationale devrait pouvoir donner la pleine mesure de sa mise en oeuvre et donner à voir une plus importante capacité de production d'hydrogène décarboné avec les projets IPCEI (~1GW d'électrolyse installée) et la mise en oeuvre du mécanisme de soutien à la production (prénotifié le 15 février 2022). Les projets IPCEI devraient être notifiés d'ici fin juin 2022 et les appels d'offres du mécanisme de soutien lancés d'ici fin 2022-mi 2023 ».
Le groupe EDF a affirmé que « même si l'écart de compétitivité va avoir tendance à se résorber, l'hydrogène électrolytique étant aujourd'hui dans la même situation que les énergies renouvelables il y a 10-20 ans, la filière aura besoin d'un soutien public durable et les industriels/opérateurs de transport devront faire l'objet d'obligations réglementaires et d'incitations fiscales sur la durée pour permettre le développement de la filière. Le soutien de l'État envers les projets d'industrialisation de la production des électrolyseurs avec la création de gigafactories sur le territoire français est indispensable ».
Enfin, face à la profusion de projets, une planification territoriale est attendue . Tout d'abord, un rôle actif pourrait être donné à la CRE dans la régulation du marché de l'hydrogène et un rôle facultatif pourrait l'être aux AODE dans la promotion des projets d'hydrogène, dans la mesure où leurs attributions se limitent actuellement à l'électricité et au gaz (articles L. 131-1 du code de l'énergie et L. 2224-31 du CGCT). Un volet pourrait être ajouté à la PPE pour prévoir une planification nationale de l'hydrogène, à l'instar de ce qui existe actuellement pour l'hydroélectricité (article L. 141-2 du code de l'énergie). Dans le même esprit, les comités régionaux de l'énergie devraient pouvoir débattre de l'hydrogène, comme l'avait d'ailleurs proposé, sans succès, le rapporteur Daniel Gremillet, lors de l'examen de la loi « Climat-Résilience », de 2021 254 ( * ),255 ( * ) (article L. 141-5-2 du code de l'énergie). Enfin, une mutualisation des études ou des raccordements pourrait être permise pour les projets d'hydrogène, autour de bassin de vie, par exemple dans le cadre des plateformes industrielles (article L. 515-48 du code de l'environnement).
La CRE a indiqué que « le soutien à l'hydrogène bas-carbone va engager des milliards d'euros (dotation globale de 7 Mds€ d'ici à 2030) par le biais de dispositifs de soutien entièrement nouveaux qui restent à créer. Donner un rôle actif à une autorité de régulation indépendante telle que la CRE permettrait au Gouvernement et au Parlement de bénéficier d'une expertise et de conseils objectifs sur la meilleure marche à suivre ».
Elle a ajouté que « la CRE, en lien avec les autres régulateurs européens, privilégie une approche dynamique et progressive de la régulation de l'hydrogène, au rythme du développement du modèle économique de l'hydrogène et donc de ses marchés. Cela nécessite de mener des expérimentations dans les années à venir. [...] Une approche locale autour de bassins de besoins industriels a toute sa place dans cette réflexion. [...] Ainsi, des réflexions pour faciliter la mutualisation des études et des raccordements devraient être encouragées ».
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8. Saisir l'occasion de la relance de l'énergie nucléaire pour favoriser une production massive d'hydrogène bas-carbone, aux côtés de celui renouvelable : - Préférer une production domestique d'hydrogène bas-carbone, issu de l'énergie nucléaire, à une production fossile ou à des importations mêmes décarbonées, en faisant fonctionner les électrolyseurs à basse température à partir du réseau d'électricité (à court terme) et en envisageant des électrolyseurs à haute température permettant un couplage (à long terme) - Consolider le cadre européen, en garantissant une neutralité technologique à l'hydrogène bas-carbone dans les objectifs applicables à l'industrie, aux réseaux et aux transports (directive RED III, règlement et directive sur le marché de l'hydrogène, règlement sur les carburants, règlement sur les infrastructures) par une application uniforme du seuil de 3,0 kgCO2eq/kgH 2 (« taxonomie verte européenne ») et en tirant profit de la réforme du marché européen de l'électricité pour développer l'hydrogène bas-carbone (contrat d'achat de long terme) - Consolider les dispositifs budgétaires, en accélérant l'application du dispositif de soutien attendu, en pérennisant le financement des PIIEC et des AAP mobilité et écosystèmes dès la prochaine loi de finances, en relevant le seuil de 5 % de recettes limitant la participation locale et en fixant un objectif d'abaissement du coût des électrolyseurs dans la future PPE - Consolider la planification territoriale, en donnant un rôle de régulation actif à la CRE et facultatif aux AODE, en organisant une planification nationale dans le cadre de la future PPE, en favorisant un dialogue territorial au sein des comités régionaux de l'énergie et en permettant des mutualisations autour de bassins de vie (études, raccordements) dans le cadre des plateformes industrielles |
* 246 Proposition de directive du Parlement européen et du Conseil modifiant la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil, le règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil et la directive 98/70/CE du Parlement européen et du Conseil en ce qui concerne la promotion de l'énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil - COM(2021) 557 final (15 juillet 2021).
* 247 Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil sur les marchés intérieurs des gaz naturel et renouvelable et de l'hydrogène (refonte) - COM(2021) 804 final (15 décembre 2021).
* 248 Proposition de directive du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour les marchés intérieurs des gaz naturel et renouvelable et de l'hydrogène - COM(2021) 803 final (15 décembre 2021).
* 249 Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil relatif à l'utilisation de carburants renouvelables et bas carbone dans le transport maritime et modifiant la directive 2009/16/CE - COM(2021) 562 final (15 juillet 2021).
* 250 Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil sur le déploiement d'une infrastructure pour carburants alternatifs et abrogeant la directive 2014/94/UE du Parlement européen et du Conseil - COM(2021) 559 final (15 juillet 2021).
* 251 Ordonnance n° 2021-167 du 17 février 2021 relative à l'hydrogène.
* 252 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 52).
* 253 Loi n°2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 88).
* 254 Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 83).
* 255 Avis n° 650, tome I (2020-2021) de MM. Jean-Baptiste Blanc, Daniel Gremillet, Mmes Dominique Estrosi Sassone et Anne-Catherine Loisier, déposé le 1 er juin 2021 : Rapport, p. 285.