- Source : Ifri
Aux États-Unis, le Department of Energy (DOE) a présenté la nouvelle stratégie fédérale sur l’hydrogène en novembre 2020 (baptisée « Hydrogen Program Plan »(1)). À l'heure actuelle, près de 99% de la production d'hydrogène dans le pays est encore issue de combustibles fossiles(2), rappelle Charles Merlin(3) dans l'éditorial ci-après publié par l'Ifri le 4 mars. Parmi les moyens de décarboner cette production, l'auteur souligne « les efforts en cours en matière de couplage des centrales nucléaires avec des capacités de production d’hydrogène ».
Quatre projets soutenus par le DOE (programme « H2@Scale ») sont présentés pour illustrer « l'intérêt grandissant » pour le couple nucléaire-hydrogène aux États-Unis. Exelon, le plus grand exploitant nucléaire du pays, doit en particulier faire la démonstration dès 2023 d'un « couplage complet sur site », avec l'installation d'un électrolyseur de 1 MW fourni par l’industriel norvégien Nel Hydrogen : « l’hydrogène produit sera utilisé sur la centrale, la molécule étant nécessaire au contrôle de la chimie des REB » (réacteurs à eau bouillante)(4). Une généralisation ultérieure du concept est envisagée par Exelon sur ses 14 centrales équipées de réacteurs de ce type.
Charles Merlin évoque également l'importance de l’électrolyse « haute-température »(5) pour l’industrie nucléaire américaine qui doit « permettre aux centrales nucléaires d’être les installations de production décarbonée d’hydrogène les plus compétitives du marché », l’hydrogène constituant même un nouvel « argument de vente comme en témoigne la récente proposition de l’entreprise britannique Shearwater d’installer au Royaume-Uni une centrale NuScale et un parc éolien en mer couplés à des électrolyseurs ».
Il est par ailleurs rappelé que « la possibilité de produire de façon compétitive de l’hydrogène, comme tout autre usage rentable non électrogène de l’énergie issue des réacteurs, est d’autant plus critique pour le parc nucléaire installé américain que celui-ci fait parfois face à des marchés dits « dérégulés » de l’électricité dont les règles de fonctionnement ne lui sont pas favorables et qui menacent sa pérennité ».
Sources / Notes
- Hydrogen Program Plan, novembre 2020.
- « 95% par vaporeformage du méthane (steam reforming of methane – SMR) et 4% par gazéification du charbon ».
- Adjoint au conseiller nucléaire de l’Ambassade de France à Washington.
- Ce qui doit permettre de réduire les coûts d'opération des tranches nucléaires : « un REB de 700 MWe consomme environ 200 tonnes d’hydrogène par an avec un coût associé d’environ 400 000 $/an » selon Charles Merlin.
- Un projet d'électrolyse « à haute température » sur la centrale nucléaire de Prairie Island est par ailleurs porté par l'exploitant nucléaire Xcel (pour une installation « entre 2022 et 2023 » : « Une très faible partie de la vapeur du circuit secondaire d’un des deux réacteurs à eau pressurisée sera extraite entre les turbines haute et basse pression afin de préchauffer l’eau pure de l’électrolyseur d’une capacité avoisinant 1 MWe, permettant un gain de 33 % de rendement énergétique comparé à un électrolyseur PEM ».
