Hydrogène nucléaire : la promesse à l'épreuve des coûts

Dans l’État de New York, un électrolyseur discret accolé à la centrale de Nine Mile Point fend l’eau en hydrogène depuis février 2023, alimenté non par le vent ou le soleil mais par un réacteur nucléaire. On l’appelle l’hydrogène « rose ». Présenté comme un pilier de la décarbonation de l’industrie, il avance pourtant à petits pas : la technique fonctionne, mais l’économie résiste.

Rose, vert ou gris : une affaire de couleurs

L’hydrogène ne se voit pas, mais on le classe par couleurs selon son origine. L’hydrogène « gris », largement dominant aujourd’hui, est tiré du gaz fossile et rejette du CO2. Le « vert » provient de l’électrolyse alimentée par des renouvelables. Le « rose », lui, désigne l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau grâce à l’électricité nucléaire¹. Le procédé : un courant électrique sépare la molécule d’eau en oxygène et en hydrogène, sans émission directe de dioxyde de carbone.

Pourquoi cet engouement ? Parce que l’hydrogène est un vecteur d’énergie précieux pour les usages que l’électricité peine à décarboner : la sidérurgie, la chimie, les engrais, le transport lourd. Produit proprement, il pourrait remplacer le gaz fossile dans ces secteurs. Encore faut-il disposer d’une électricité décarbonée, abondante et bon marché pour alimenter les électrolyseurs, l’équation que le nucléaire prétend résoudre.

L’intérêt du nucléaire saute aux yeux. Une centrale tourne en continu, jour et nuit, indépendamment de la météo. Elle peut donc faire fonctionner un électrolyseur en permanence, là où le solaire et l’éolien imposent des arrêts. Ce couplage entre réacteurs et production de carburant propre est au cœur du débat sur le rôle de l’énergie nucléaire dans la production d’hydrogène. L’hydrogène rose s’appuie sur des technologies d’électrolyse déjà éprouvées, comme les membranes échangeuses de protons (PEM) ou les électrolyseurs alcalins, ce qui le rend simple à déployer auprès des réacteurs existants¹. Cette logique de production continue rapproche le dossier de celui de l’intégration entre nucléaire et énergies renouvelables, où chaque source cherche sa place.

La démonstration américaine

Les États-Unis ont pris une longueur d’avance sur le terrain. Soutenue par le département américain de l’Énergie, la centrale de Nine Mile Point produit de l’hydrogène depuis février 2023 : son électrolyseur PEM consomme 1,25 mégawatt d’électricité nucléaire pour fabriquer 560 kilogrammes d’hydrogène propre par jour². C’est la première installation de ce type à l’échelle d’un mégawatt dans le pays.

D’autres réacteurs suivent. Les centrales de Davis-Besse, dans l’Ohio, et de Prairie Island, dans le Minnesota, développent leurs propres démonstrations d’électrolyse basse température avec le soutien fédéral³. L’enjeu de ces projets dépasse la simple preuve technique : il s’agit de vérifier si l’hydrogène peut être vendu au-delà de la clôture de la centrale, à des clients industriels, à un prix soutenable³. Le réacteur cesse alors d’être une simple usine à électricité pour devenir un outil polyvalent, capable de basculer entre réseau et production d’hydrogène selon les prix du marché.

Ce dernier point est loin d’être anecdotique. Quand les prix de l’électricité s’effondrent, par exemple lors d’un pic de production solaire en milieu de journée, un réacteur a tout intérêt à dériver son courant vers un électrolyseur plutôt que de le vendre à perte. L’hydrogène devient ainsi un moyen de stocker de l’énergie sous forme chimique et de lisser les revenus de la centrale. C’est l’un des arguments économiques majeurs avancés par les exploitants : valoriser une production qui, sinon, resterait captive du seul marché de l’électricité.

Le pari de la haute température

L’avenir pourrait toutefois se jouer ailleurs, dans les hautes températures. L’électrolyse classique consomme beaucoup d’électricité. Or, si l’on apporte de la chaleur au procédé, le besoin en courant diminue. L’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) estime que recourir à la chaleur nucléaire peut réduire jusqu’à un tiers l’électricité nécessaire à l’électrolyse¹.

C’est ici qu’entrent en scène les réacteurs avancés. Les petits réacteurs modulaires et surtout les réacteurs à haute température refroidis au gaz pourraient, à terme, alimenter des « hubs » décentralisés produisant directement de l’hydrogène pour l’industrie ou les transports¹. Ces concepts s’inscrivent dans la compétition autour des réacteurs de nouvelle génération, dont la chaleur de fonctionnement constitue justement un atout pour la chimie. Des analyses de 2025 esquissent une trajectoire de coût de 4,73 à 6,25 dollars le kilogramme d’ici 2030-2035 pour l’hydrogène rose issu de petits réacteurs, un niveau qui pourrait devenir compétitif avec l’hydrogène vert⁴.

L’obstacle du prix

Car c’est là que le bât blesse. L’hydrogène propre, toutes couleurs confondues, reste cher. Il se négocie aujourd’hui entre 4 et 7 dollars le kilogramme, quand l’hydrogène gris issu du gaz coûte 1 à 2 dollars⁵. Pire, la baisse des prix du gaz naturel depuis les sommets de 2022-2023 et le renchérissement des électrolyseurs ont creusé l’écart avec les énergies fossiles⁵.

Le secteur traverse une zone de turbulences. Selon l’AIE, les annulations et reports ramènent la production atteignable d’ici 2030 à 37 millions de tonnes par an, contre 49 millions un an plus tôt⁶. Données de S&P Global à l’appui, près de 60 grands projets d’hydrogène propre ont été abandonnés en 2025, soit plus de 4,9 millions de tonnes annuelles envolées⁶. La perception du public reste un facteur, mais l’obstacle décisif est devenu économique : sans demande solvable, les électrolyseurs ne trouvent pas preneur.

À cela s’ajoute le coût des infrastructures. Adapter une centrale à la production d’hydrogène suppose d’installer des électrolyseurs, des compresseurs et des systèmes de stockage, autant d’investissements lourds qui n’ont de sens que si un acheteur s’engage sur la durée. Or la demande industrielle, dans la sidérurgie ou les engrais, tarde à se matérialiser faute de cadre incitatif stable. L’AIE anticipe malgré tout une multiplication par plus de cinq, d’ici 2030, des projets opérationnels ou ayant atteint une décision finale d’investissement, signe que la dynamique de fond persiste sous les annulations⁶.

Un horizon décalé, pas refermé

L’hydrogène nucléaire incarne un paradoxe : techniquement mûr, commercialement fragile. Les démonstrations américaines prouvent qu’un réacteur peut produire de l’hydrogène propre dès aujourd’hui ; les projections de coût laissent entrevoir une compétitivité possible dans la décennie. Mais la filière dépend d’un marché de l’hydrogène propre qui peine à émerger, freiné par des fossiles toujours bon marché.

Le rôle des pouvoirs publics sera déterminant. Sans cadre réglementaire stable ni mécanismes incitatifs, ni les producteurs ni les acheteurs ne s’engageront sur le long terme. Plusieurs pays ont intégré l’hydrogène à leurs stratégies énergétiques nationales, et des initiatives internationales cherchent à coordonner les efforts. Mais l’expérience récente montre qu’un soutien public hésitant ou changeant suffit à faire dérailler des projets pourtant prometteurs.

Pour les pays dotés d’une expertise nucléaire, l’enjeu est aussi stratégique : maîtriser cette brique pourrait peser dans la concurrence mondiale autour des technologies nucléaires. Le signal à surveiller : la trajectoire réelle des coûts d’ici 2030, et la capacité des hubs à haute température à passer du laboratoire à l’usine.