La France voit émerger peu à peu des solutions nouvelles pour produire de l’énergie nucléaire. Et si certaines informations ne sont guère réjouissantes, comme la mise en redressement judiciaire de Naarea, d’autres sont plus positives. Comme l’annonce de cette nouvelle levée de fonds réussie pour Jimmy.

Décidément, les mini-réacteurs nucléaires (SMR) font l’actualité. Nous évoquions il y a peu cette première établie par l’Armée américaine, qui en février dernier a transporté par avion les composants du Ward250 de Valar Atomics. Et ce 10 mars, nous apprenons que la startup Jimmy a réussi à collecter des fonds pour le moins conséquents.

Le concept de Jimmy est celui d’un tout petit réacteur. Son emprise au sol est de l’ordre de 30 mètres par 30 mètres, et la surface de terrain en zone « INB » (installation nucléaire de base) sera inférieure à 6000 m². Le réacteur est destiné à ne produire que de la chaleur. Jimmy parle en l’occurrence de « générateur thermique » destinés à alimenter des sites industriels. Typiquement pour remplacer des chaudières au gaz ou au fioul.

Le mini-réacteur produira entre 20 et 60 MW thermiques, et ce à une température pouvant monter jusqu’à 470°C. La durée de vie de conception est de 20 ans, incluant une ou deux recharges au cours de cette période. La sûreté nucléaire est basée sur les caractéristiques intrinsèques de son cœur graphite, et de son combustible sous la forme de minuscules particules dites « TRISO », un concept qui existe depuis les années 1960, mais toujours considéré aujourd’hui comme de quatrième génération.

Un nouveau financement pour lancer l’industrialisation

Et il semble que Jimmy parvienne à convaincre. Pour preuve ce nouveau tour de table de financement, mené avec succès. Comme vient de le communiquer la startup, elle a réussi à lever 40 millions d’euros auprès de Crédit Mutuel Alliance Fédérale, d’ADEME Investissement et de ses actionnaires historiques. Cette somme est destinée à finaliser la conception du mini-réacteur et à préparer son industrialisation, notamment au Creusot, en Saône-et-Loire.

Ce financement s’ajoute à celui obtenu au cours des premières levées de fonds. Le financement total de la startup est ainsi porté à 80 millions d’euros. Un tel niveau permettra de sécuriser la préparation du lancement industriel du mini-réacteur thermique. Rappelons par ailleurs que Jimmy a d’ores et déjà déposé, en 2024, une demande d’autorisation de création (DAC) pour un projet implanté à Bazancourt, dans la Marne.

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Le développement exponentiel de l’intelligence artificielle se heurte à un problème de taille : comment l’alimenter en énergie ? Car il s’avère que l’approvisionnement en énergie devient progressivement un des principaux goulots d’étranglement de toute la filière. Et face à cela émerge une réponse originale : placer les centres de données dans l’espace.

En 2024, les datacenters ont consommé 415 TWh par an, d’après l’Agence internationale de l’énergie, soit près de 1,5% de la consommation électrique mondiale. Et l’agence de constater une croissance de l’ordre de 12% par an. D’après Goldman Sachs, la puissance appelée pourrait atteindre 122 GW en 2030. Pour donner un ordre de grandeur, rappelons que le supercalculateur Colossus de xAI (une entreprise d’Elon Musk), basé à Memphis dans le Tennessee, pourrait dépasser une consommation de 1,5 GW avant fin d’année – soit à lui tout seul l’équivalent de la production d’un réacteur nucléaire de type EPR.

Et la conséquence ne tarde pas à apparaître : l’approvisionnement en énergie des datacenters devient un enjeu crucial de leur développement. Ainsi, pour prendre un exemple, Amazon a communiqué sur le fait que les délais de raccordement au réseau devenaient un des facteurs décisifs pour la décision d’investissement. Aux USA, ces délais sont en moyenne de trois ans, et ils peuvent dépasser dans certains cas sept ans ; la situation est similaire en Europe. Et ce sont des délais bien trop importants au regard des deux ans nécessaire pour construire le datacenter lui-même.

Aller là où l’énergie se trouve

Pour produire de l’énergie en masse, on peut aller là où elle est abondante. Et il n’y a pas d’endroit où elle est plus abondante que dans l’espace. Au-delà de notre atmosphère, en effet, au niveau de l’orbite de notre planète, le rayonnement solaire est particulièrement intense. Chaque mètre carré reçoit 1,37 kilowatt (kW) ; chaque kilomètre-carré reçoit l’équivalent d’une grosse centrale nucléaire. Mieux : si l’orbite est convenablement choisie, l’éclairement des satellites peut être permanent. Et cette abondance d’énergie stimule la création d’une multitude de projets visant à expédier des datacenters en orbite.

La startup Axiom Space, par exemple, est déjà bien avancée en la matière. Depuis 2025, elle a déjà installé et fait fonctionner un prototype de calculateur IA sur la station spatiale internationale (ISS). Starcloud, une autre startup, quant à elle soutenue par Nvidia et Google, est également bien avancée : elle a réussi le lancement de Starcloud-1 en novembre 2025. Et le satellite a démontré pour la première fois la possibilité d’entraîner en orbite un modèle d’IA.

Des projets colossaux sont dans les tuyaux

Le projet de SpaceX sur les datacenters spatiaux sont à l’image du créateur de la société, Elon Musk, dont nous sommes habitués aux déclarations fracassantes. Car la société astronautique, qui vient de fusionner avec xAI en ce début 2026, projette de placer en orbite l’équivalent en termes de consommation d’énergie de plusieurs centaines de gigawatts (GW), avec un rythme de lancement de l’ordre de 100 GW/an.

Pour ce faire, SpaceX déploierait son réseau de calcul à partir d’une d’infrastructure qu’elle connaît bien : ses propres satellites Starlink, dont elle a lancé en orbite plus de 10 000 exemplaires. Si l’on considère que chaque satellite est déjà capable de produire de l’ordre de 10 kW grâce à ses panneaux photovoltaïques, il est facile de conclure que la société a déjà déployé en orbite près de 100 mégawatts (MW). Du point de vue de SpaceX, le passage à plusieurs dizaines, voire centaines de gigawatts est ainsi seulement une question d’échelle. Dont les coûts de lancement seront contenus par l’utilisation de la gigantesque fusée Starship, la plus puissante du monde et actuellement en développement.

D’autres acteurs se lancent dans le concept

Google n’est pas en reste, et dispose de son propre projet : Suncatcher, qui sera équipé de puces TPU (puces IA de Google), avec deux premiers satellites prototypes prévus pour 2027. Blue Origin, la firme astronautique de Jeff Bezos, fondateur d’Amazon et donc d’AWS, acteur géant du cloud, a également annoncé ses projets, liés à son futur réseau internet par satellites TeraWave ; pour ce dernier, il est aujourd’hui prévu un déploiement à partir de fin 2027 avec la fusée New Glenn.

Au regard de cette avalanche de projets, l’Europe paraît bien à la traîne. Elle mène toutefois une étude de faisabilité baptisée ASCEND (Advanced Space Cloud for European Net zero emission and Data sovereignty), financée par Horizon Europe, et menée par les grands acteurs du spatial et du cloud européen. En France, la startup française Latitude, qui développe le lanceur léger Zephyr, s’est alliée avec l’entreprise émiratie Madari Space pour lancer les datacenters spatiaux qui seront construits par cette dernière ; les premiers tests sont prévus pour 2026.

Des défis colossaux

Le concept a un mérite : placer les datacenters là où l’énergie est abondante. Mais cela s’accompagne de contraintes pour le moins significatives. En premier lieu les coûts de lancement. Et ceci même en anticipant une baisse radicale du kilogramme en orbite avec des fusées géantes comme le Starship. La dissipation de l’énergie est également une problématique de taille dans le vide spatial, car les datacenters produisent une énorme quantité de chaleur – et c’est bien pour cela que certains opérateurs envisagent de les placer sous l’eau.

La durée de vie des datacenters dans les conditions très difficiles de l’espace est également une question particulièrement critique. En effet, en cas d’avarie, il est difficile d’imaginer envoyer une mission de maintenance – qui serait alors extraordinairement coûteuse. Les radiations auront en outre un effet délétère sur le matériel informatique. Et, dans le même ordre d’idée, on peut se poser en outre la question de l’impact d’une tempête solaire géante sur de tels systèmes.

Au total, nous constatons bien qu’en pratique, le concept de datacenters orbitaux n’en est encore principalement qu’au stade des études et des prototypes. Quant aux visions grandioses, comme celles d’Elon Musk, elles restent encore à mettre à l’épreuve, avant même de pouvoir les mettre à l’échelle. Ainsi, demain, les datacenters seront-ils tous dans l’espace ? Il est bien difficile de répondre aujourd’hui par l’affirmative. Mais nous vivons une époque qui sait encore se montrer chaque jour un peu plus étonnante.

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Les petits réacteurs nucléaires sont à la mode. Small is beautiful ? Oui, si l’on considère ce florilège de concepts tous plus petits les uns que les autres. Et dont certains sont si petits qu’on peut les transporter par avion. Et c’est ce que vient de démontrer l’armée américaine.

Nous relations dans nos colonnes l’étonnant eVinci de Westinghouse, un réacteur à cœur solide de 15 MW, destiné à alimenter des petits quartiers en électricité et en chaleur. Ici, c’est le concept de Valar Atomics dont nous allons parler, et en particulier de son modèle phare, le Ward250.

De prime abord, l’architecture du réacteur reste dans le domaine du connu : un réacteur à haute température (HTR, un concept de Génération IV), à caloporteur hélium et modérateur graphite. Le combustible s’y présente sous la forme de petites particules (dites « TRISO »).

Viser la production de masse par des réacteurs de plus en plus petits

Mais Valar Atomics, avec son modèle Ward250, vise un segment particulier : celui des micro-réacteurs. Sa puissance serait en effet au maximum de quelques mégawatts. Un petit réacteur qu’il est prévu de produire par milliers d’exemplaires dans une grande usine, de type gigafactory, de sorte à en baisser le coût par la production de masse.

Un réacteur de très petite puissance, cela implique également la possibilité de ne l’employer qu’à l’échelle de micro-réseaux, c’est-à-dire pour des sites isolés, ou mal interconnectés. Valar Atomics évoque ainsi la possibilité d’alimenter en électricité et en chaleur à haute température des sites industriels isolés, ou encore des datacenters, dont les importants besoins énergétiques se heurtent de plus en plus aux capacités du réseau électrique.

Vers des applications militaires

Mais la première réalisée dernièrement par l’armée américaine nous met sur la piste d’un autre usage. Le 15 février 2026, démarre l’opération Windlord. Elle implique trois C-17 Globemaster III, des avions de transport militaire lourd du constructeur McDonell Douglas (aujourd’hui Boeing). Et ces avions ont transporté les huit modules qui constituent le Ward250. Le transport s’est effectué entre la base de March en Californie et la base d’Hill, dans l’Utah.

Cette opération a été effectuée dans le cadre du Nuclear Reactor Pilot Program du Department of Energy américain. Ce programme vise à améliorer la résilience de l’infrastructure énergétique des États-Unis. Et notamment de celle qui sert à alimenter les bases militaires. Et l’on imagine bien, effectivement, que la capacité à déployer rapidement, par avion, des centrales nucléaires, participe à améliorer la résilience de ces bases en réduisant leur dépendance au réseau électrique. Une manière de parer à toute éventualité.

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Cette histoire scientifique commence, comme bien souvent, par une énigme. Elle concerne un échantillon d’uranium. Et une analyse de routine. Qui montra des résultats impossibles.

En 1972, un échantillon d’uranium est analysé par le physicien Francis Perrin, dans l’usine d’enrichissement militaire de Pierrelatte (une installation aujourd’hui démantelée). Les mesures montrent une teneur de 0,717 % en uranium 235 – l’isotope fissile, qui permet les réactions en chaîne. Cette teneur est usuellement de 0,720 %. La différence est très légère, mais suffisante pour que l’anomalie soit constatée. En effet, cette valeur est une constante pour tous les corps du système solaire, que ce soit la Terre, la Lune ou des météorites, qui proviennent de la même nébuleuse primordiale à l’origine du système solaire.

L’échantillon provenait de la mine d’uranium d’Oklo, située près de Franceville, au Gabon. L’analyse des isotopes de l’échantillon montrera la présence de produits de fission, impliquant que ce sont des fissions nucléaires qui ont consommé l’uranium manquant. Et l’enquête révélera ce fait étonnant : elles se sont produites dans un réacteur nucléaire naturel.

Les conditions uniques qui permettent la fission naturelle

La possibilité théorique d’un tel phénomène avait été annoncée un peu plus tôt, en 1945, par le physicien d’origine japonaise Paul Kuroda. Les découvertes au Gabon confirmèrent sa prédiction. Les échantillons d’Oklo permirent en effet de prouver que des réacteurs nucléaires naturels avaient fonctionné il y a deux milliards d’années au sein du gisement d’uranium.

Pour qu’un tel réacteur nucléaire existe, plusieurs conditions doivent être réunies. En premier lieu, le gisement doit être suffisamment large pour que les neutrons puissent amorcer une réaction en chaîne. Par ailleurs, un enrichissement suffisant est nécessaire ; et c’était le cas si l’on remonte loin dans l’histoire de la Terre. L’uranium 235 est radioactif, ce qui implique que sa quantité diminue avec le temps ; il y a deux milliards d’années, sa concentration était ainsi bien plus élevée (3,813 %) qu’aujourd’hui (0,720 %). Enfin, il faut de l’eau, qui joue le rôle de modérateur neutronique, comme dans les réacteurs nucléaires à eau pressurisée (REP).

Les réacteurs d’Oklo auraient mis en jeu plus de 500 tonnes d’uranium. Ils auraient fonctionné pendant plusieurs centaines de milliers d’années. Et pendant ce laps de temps, ils auraient produit environ 100 térawattheures (TWh) – soient environ deux ans de production énergétique (thermique + électrique) d’un EPR. Aujourd’hui, les réacteurs d’Oklo sont les seuls réacteurs à fission naturels connus – il est toutefois vraisemblable que notre planète en cache quelques autres.

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L’économie, c’est de l’énergie transformée. C’est ainsi que certains résument l’importance primordiale de l’énergie dans nos sociétés modernes. Produire et manipuler l’énergie est ainsi un enjeu essentiel, et à ce titre, il stimule l’émergence d’idées nouvelles. Comme celle-ci, curieuse au premier abord : utiliser des poudres métalliques.

À de rares exceptions près, l’énergie ne se trouve pas sous une forme utilisable là où il y en a besoin et quand il y en a besoin. C’est là où intervient la notion de vecteur énergétique, en tant qu’agent intermédiaire contenant de l’énergie sous une forme aisément utilisable, transportable et pouvant être stocké – avec, selon le vecteur, plus ou moins de facilité.

Les vecteurs énergétiques nous sont bien connus : combustibles solides (charbon, pellets, …), liquides (essence, gazole, fioul…) ou gazeux (gaz naturel, hydrogène, …), ou encore l’électricité et la chaleur. Et la transition énergétique, qui repose en partie sur des moyens de production intermittents (éolien, solaire, …) rend ces vecteurs plus importants encore, car il accroît la disjonction entre production et consommation.

Nous avons pu rapporter de nombreuses actualités au sujet de l’électrification, de l’hydrogène, ou encore des carburants de synthèse. Mais au sein de ce paysage, il existe d’autres alternatives, moins matures, mais dont l’intérêt n’est pas pour autant à négliger sur le long terme. Et c’est précisément le cas des combustibles métalliques.

L’énergie stockée dans les métaux

Le concept des combustibles métalliques (metal fuels, en anglais) repose sur un constat simple : il y a beaucoup d’énergie stockée dans un métal. Pour s’en convaincre, il suffit de considérer la grande quantité d’énergie nécessaire pour transformer un minerai en un métal, que ce soit dans les hauts fourneaux pour produire des alliages de fer, ou dans les cellules d’électrolyse pour produire de l’aluminium par le procédé Hall-Héroult. En effet, dans la nature, les éléments métalliques sont souvent sous la forme d’un oxyde, c’est-à-dire liés à l’oxygène, et il faut beaucoup d’énergie pour casser ce lien.

Cet état de fait est un obstacle pour la production des métaux – et il justifie par ailleurs le recyclage de ces derniers. Mais il peut être aussi considéré comme une opportunité. Car il implique que les métaux peuvent être considérés comme un important stock d’énergie. Et donc comme un vecteur d’énergie.

Une boucle d’énergie basée sur le recyclage

Comme est-ce que cela fonctionne ? Un schéma de principe proposé par Engie nous permet de l’expliciter.

Schéma de principe de l’utilisation d’un combustible métallique / Image : Engie

Tout d’abord, un oxyde métallique est transformé en métal (phénomène de réduction) à l’aide d’un procédé et d’une source d’énergie propres. Le métal est ensuite transporté et stocké à son lieu d’utilisation, par exemple sous la forme d’une poudre fine. Là, il est consommé par l’usage énergétique qui lui est dévolu, par exemple un véhicule – mais ce peut être également un autre système mécanique, ou encore un système de production de chaleur ou d’électricité.

Lorsque la poudre métallique est utilisée, de l’oxygène est consommé, et le métal est transformé à nouveau en oxyde – c’est une réaction de combustion, tout comme celle des hydrocarbures. L’oxyde est ensuite retourné à son lieu de réduction, où il sera à nouveau transformé en métal pour enclencher un nouveau cycle. Un cycle qui offre le potentiel de ne pas être carboné.

Aujourd’hui, les métaux envisagés en tant que combustible métallique sont principalement l’aluminium ou le fer. Des métaux moins communs sont également envisagés, comme le sodium, le magnésium ou le bore. Il va de soi que si de tels métaux sont utilisés comme vecteurs énergétiques décarbonés, leur production ne devra pas impliquer de dégagements de dioxyde de carbone, comme c’est le cas des procédés industriels actuels. Pour ce faire, ce sont des procédés moins communs qui doivent être utilisés, comme la réduction directe par l’hydrogène ou l’électrolyse par des électrodes inertes.

Une filière encore à l’état embryonnaire

Force est de constater que les développements sur les combustibles métalliques en sont aujourd’hui encore à un stade très préliminaire. En 2016, Peugeot avait financé une thèse visant à stabiliser une flamme aluminium-air, avec en ligne de mire la conception d’un moteur automobile à combustion externe utilisant un combustible métallique.

Plus récemment, la startup Found Energy, spécialisé dans le recyclage énergétique de l’aluminium, a annoncé un partenariat avec une usine d’aluminium du sud-est des États-Unis. Le fondateur de la société, Peter Godart, est un ancien ingénieur de la NASA qui avait travaillé sur un robot capable de consommer en tant que source d’énergie les composants en aluminium de fusées devenus inutiles après leur utilisation.

En 2020, des chercheurs suisses menés par le docteur Michel Haller de l’Institute for Solar Technology étudient l’utilisation d’un cycle réversible employant l’aluminium en cogénération, pour produire à la fois de l’électricité et de la chaleur pour les besoins d’une maison d’habitation. Ils concluent à la faisabilité d’un stockage saisonnier de l’énergie solaire, basé sur la possibilité de stocker l’aluminium. Leurs calculs aboutissent à un coût de l’énergie de 0,20 €/kWh – dans l’ordre de grandeur, donc, des prix de l’électricité réseau. L’article est disponible en source ouverte.

De tels exemples, il y en a d’autres, et ils sont nombreux. Au total, ils montrent une technologie qui en est encore à un stade embryonnaire : celui de la recherche et des prototypes. Il n’est donc pas encore possible de déterminer à quelle échéance une telle solution pourrait être employée massivement. Mais ils ouvrent la voie à un vecteur énergétique nouveau et intéressant, notamment au regard des enjeux du stockage saisonnier des énergies, notamment renouvelables.

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Le coût de production de l’énergie photovoltaïque est directement lié à la durée de vie des panneaux solaires. Or une part significative des panneaux vieillirait plus vite que prévu.

C’est une étude de l’université de Nouvelle-Galles du Sud qui jette le pavé dans la mare. L’équipe du professeur Yang Tang a analysé la production de près de 11 000 panneaux photovoltaïques, installés dans le monde entier. Ils ont analysé la dégradation de leur production au cours du temps. Et le résultat est éclairant. En moyenne, la dégradation est de 0,9 % par an. Toutefois, pour près d’un cinquième des panneaux, cette dégradation est de l’ordre de 1,35 %/an. Et pour 8 % de l’échantillon, la vitesse de dégradation double à hauteur de 1,8 %/an.

Distribution du taux de dégradation des panneaux photovoltaïques / Image : Yang Tang et al. 2025

Du point de vue statistique, cet effet est décrit comme « une longue traîne ». Et c’est un problème. Car les coûts de l’énergie photovoltaïque sont principalement issus de l’investissement initial ; il n’y a, en effet, que peu de frais de maintenance, et pas de dépenses de combustible. Cela implique que la durée de vie des panneaux est une donnée essentielle du point de vue financier. Elle doit donc être prédictible. Et l’étude pointe un aléa significatif.

Trois causes expliqueraient cette dégradation

L’étude a étudié les facteurs qui peuvent entraîner cette dégradation. En premier lieu, un constat : si l’on exclut les panneaux situés dans les climats très chauds, où une dégradation accélérée était déjà connue, le climat local n’est pas un facteur explicatif.

En revanche, ils pointent trois raisons qui pourraient expliquer la longue traîne : un mécanisme de petits défauts en cascade (par exemple une étanchéité imparfaite entraînant une entrée d’humidité), les défaillances précoces (peu de temps après la mise en service) et l’aggravation au cours du temps de petits défauts non détectés. Grâce à ces pistes, l’étude permettra d’améliorer les contrôles qualité en usine et d’éliminer, si cela est possible, la longue traîne.

L’article Un panneau solaire sur cinq vieillira prématurément selon cette étude est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’actualité du secteur européen des batteries ressemble à une avalanche de bonnes nouvelles et de mauvaises nouvelles. Et parfois, il est bien difficile de les départager. En l’occurrence, il s’agit de deux projets de gigafactories déjà mis en pause à la mi-2024. Et il est annoncé aujourd’hui qu’ils seront définitivement abandonnés.

La société Automotive Cells Company (ACC) est une coentreprise de Stellantis, Mercedes et TotalEnergies. Elle opère une usine de batteries à Billy-Berclau/Douvrin dans le Pas-de-Calais, des batteries de technologie NMC (nickel-manganèse-cobalt).

Les projets d’ACC étaient ambitieux : construire deux nouvelles gigafactories en Italie et en Allemagne. Sur les sites, respectivement, de Termoli et de Kaiserslautern, qui étaient deux sites historiques de Fiat et d’Opel. Deux marques de Stellantis. La boucle était donc bouclée : il était prévu de produire des batteries pour le constructeur franco-italo-américain. Toujours en technologie NMC.

Un problème de visibilité sur une technologie

Mais ces projets se sont heurtés à deux problèmes de taille. En premier lieu, les batteries NMC sont de plus en plus concurrencées par les batteries de de type LFP (lithium-fer-phosphate). Ces dernières sont un peu moins performantes, mais surtout moins chères ; favorisées par les constructeurs chinois, elles prennent leur essor dans l’automobile. Par ailleurs, Stellantis a récemment annoncé des charges exceptionnelles colossales, de l’ordre de 22 milliards d’euros. En cause, des ventes de voitures électriques qui ne sont pas à la hauteur des prévisions.

L’emploi sera toutefois préservé. Autant que faire se peut. Le site de Termoli continuera à fonctionner, en produisant des moteurs à essence jusqu’à 2030, voire des échéances plus lointaines. L’usine existante d’ACC dans le Pas-de-Calais verra par ailleurs sa cadence augmentée, grâce notamment à un partenariat avec un producteur chinois dont le nom n’a pas été révélé.

Bien sûr, si le marché se retourne, surtout du point de vue des technologies, il est normal que les investissements dans des usines ne soient pas réalisés. Il n’y aurait rien de pire que construire une gigafactory qui ne servirait à rien. Mais cela pose la question de la possibilité pratique des investissements, si les marchés évoluent trop rapidement qu’ils puissent être mis en œuvre.

L’article Giga usines de batteries : ce fabricant européen jette l’éponge pour un problème de chimie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les coûts du nucléaire donnent le vertige. Surtout lorsque l’on constate la différence entre les coûts annoncés et les coûts effectifs. Ce n’était pourtant pas le cas il y a une cinquantaine d’année. Pourrait-on retrouver aujourd’hui des coûts aussi bas que par le passé ? La Chine nous montre peut-être la voie.

L’énergie nucléaire sera « si peu chère qu’on ne pourra la compter ». L’eau a coulé sous les ponts depuis que Lewis Strauss, président de l’Atomic Energy Commission américaine, a prononcé cette phrase, en 1954*. Car, depuis, c’est tout le contraire que l’on a observé. Un accroissement des coûts, un accroissement de la complexité, un accroissement des délais. Sans retour en arrière avéré. De sorte que l’on parle plutôt aujourd’hui de « malédiction des coûts du nucléaire ».

Pourtant, de nombreux pays se dotent de programmes de construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Notamment en Occident, et au premier titre les États-Unis et la France. Autre exemple : l’Italie, qui envisage de revenir sur son moratoire. Même en Allemagne, le chancelier Friedrich Merz admet que la sortie du nucléaire serait une « erreur stratégique ».

L’explosion des coûts du nouveau nucléaire

Mais ces programmes ambitieux se heurtent pourtant à un mur : l’incroyable explosion des coûts de construction du nouveau nucléaire. En fin d’année dernière, nous apprenions par exemple que les 6 nouveaux EPR2 prévus en France pourraient coûter 73 milliards d’euros.

Ce « mur des coûts » est mis en évidence par une étude récente de chercheurs américains, publié dans la revue Nature. Cette étyde nous indique que les coûts initiaux, dans les années 1970, étaient de l’ordre de 1-2 $/W (en dollars actualisés en 2020). Puis ils ont grimpé à 4-10 $/W à la fin des années 1980 – en particulier après les accidents de Three Mile Island (1979) et de Tchernobyl (1986). Les derniers projets se sont avérés particulièrement coûteux : 15 $/W pour les deux nouveaux réacteurs de la centrale américaine de Vogtle, et 10 $/W pour le réacteur de Flamanville-3 en France.

Évolution du coût de construction des centrales nucléaires aux États-Unis, en France et en Chine / Image : Roosevelt Institute

En ce qui concerne les nouvelles constructions américaines, les auteurs pointent en particulier l’effet d’une importante instabilité de la réglementation et de la politique énergétique. Ils indiquent également que la hausse des coûts de personnel seraient prédominants dans la hausse de la facture. Ces derniers seraient liés en particulier à un mauvais usage des ressources humaines : les chantiers ont en effet souvent été arrêtés du fait de matériel manquant, ou de conflits de planification – autrement dit, pendant une part importante de son temps, le personnel aurait été dans l’incapacité de travailler.

L’exception chinoise

Un pays semble toutefois être une exception : la Chine. Dans ce pays, les coûts de construction de nouveaux réacteurs sont restés stables, voire ont diminué. Les coûts seraient restés de l’ordre de 2 $/W, en tout cas nettement inférieurs à 4 $/W. Et les chercheurs pensent avoir identifié les raisons principales d’une telle performance. La première résiderait dans la stabilité de la réglementation et de la politique énergétique – au contraire des programmes occidentaux, donc.

Ils pointent également un facteur important, qui aurait joué en Chine : l’internalisation progressive de la chaîne d’approvisionnement. En effet, les constructeurs de centrales chinois auraient progressivement privilégié une production domestique des composants, impliquant une augmentation progressive de l’expérience du personnel, et des économies d’échelle sur l’ensemble de la chaîne.

Peut-on s’inspirer de la Chine ?

Un point d’intérêt également : les auteurs notent que la courbe d’apprentissage est différente pour le nucléaire, par rapport aux moyens de production renouvelables (éolien et solaire). Il semble que l’effet de série soit moins important pour le nucléaire que pour ces autres sources d’énergie. Pour préciser : ils indiquent que les gains d’une production en série seraient significatifs sur les premiers exemplaires, mais que ces gains s’atténueraient plus vite pour les constructions suivantes.

L’organisation chinoise serait-elle à imiter ? Il y a sans doute des choses à apprendre. Les auteurs recommandent ainsi de stabiliser la politique énergétique et la réglementation, de façon à permettre l’effet de série et d’éviter l’escalade des coûts, ainsi que de mettre en place une chaîne d’approvisionnement stable et locale.

* À noter que le contexte de cette phrase, et notamment son lien avec l’énergie nucléaire, fait l’objet de débats ; ces derniers sont résumés par la NRC américaine (en anglais).

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Dans le secteur des terres rares, ça commence à bouger en France. C’est en effet dans le bassin de Lacq, à proximité de Pau, que se mettent en place des filières industrielles d’ampleur. Elles sont destinées à produire et à recycler ces matériaux stratégiques.

Les terres rares sont indispensables pour l’industrie moderne, et notamment dans le secteur de la transition énergétique. Elles sont en effet utilisées pour les aimants permanents des moteurs et des générateurs électriques, mais également dans d’autres secteurs, comme l’électronique, ou encore la robotique. On conçoit ainsi toute l’importance de développer des filières locales, dans le contexte d’un secteur aujourd’hui très largement dominé par la Chine.

En la matière, c’est la startup lyonnaise Carester qui a donné le coup d’envoi au travers du projet Caremag. Cette installation permettra de recycler chaque année 2000 tonnes d’aimants permanents. Elle produira ainsi 800 tonnes de terres rares, du néodyme et du praséodyme, sous forme d’oxydes. Le lancement de l’usine est prévu pour 2027.

Caremag pourra également raffiner des concentrés miniers, à hauteur de 5000 tonnes. Cette opération permettra de produire 600 tonnes de terres rares, cette fois le dysprosium et le terbium, toujours sous forme d’oxydes. Et cette production est loin d’être anecdotique, puisqu’elle représenterait alors 15 % de la production mondiale.

Une nouvelle capacité pour produire des aimants

C’est très récemment qu’a été annoncé un nouveau projet à proximité. Il s’agit d’une installation dite de métallisation des terres rares. Cette opération permettra de transformer les oxydes de terres rares, comme ceux produits par Caremag, sous une forme métallique. Laquelle permettra de les utiliser pour la production d’aimants permanents. La proximité des deux usines fait ainsi tout à fait sens.

Le lancement du projet a permis à Frédéric Carencotte, PDG de Carester, de déclarer à l’AFP, lors du sommet Choose France : « C’est bien que ces deux métiers soient proches l’un de l’autre, pour essayer de monter quelque chose que l’on pourrait appeler la vallée des aimants, comme on parle de vallée de la batterie à Dunkerque. »

L’installation aura une capacité de 3750 tonnes, et permettra de compléter une chaîne d’approvisionnement locale pour ces terres rares. Une filière indépendante de la Chine, dont la domination est aujourd’hui écrasante. Un bémol toutefois : l’usine sera construite et exploitée par la société Less Common Metals (LCM) Europe, une filiale de l’américain USA Rare Earth.

Tombons-nous de Charybde en Scylla ? Bien difficile à dire. La souveraineté en matière de matériaux stratégiques n’a rien d’un fleuve tranquille.

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Nous sommes en 2026, et toujours, les sciences physiques ont quelque chose à nous apprendre ! Et c’est à propos du lien entre l’électricité et le son que ces chercheurs d’Espagne, de Finlande et du Canada ont fait une découverte surprenante.

« Nous avons observé ce phénomène il y a plus d’un an, puis il nous a fallu des mois pour le maîtriser, et encore plus longtemps pour trouver une explication » déclare le Docteur Asier Marzo, de l’université publique de Navarre, à Pampelune en Espagne. Le phénomène en question ? L’influence d’ultrasons sur la trajectoire d’un arc électrique.

Les arcs électrique sont aujourd’hui largement utilisés, dans des domaines aussi divers que la soudure, l’alimentation de composants électroniques, pour la désinfection ou encore l’allumage de moteurs à combustion. Mais leur trajectoire est, en pratique, difficile à maîtriser. Pour ce faire, la technologie suivait jusque-là la piste des lasers, par la technique dite des « électrolasers ». Mais ces derniers étaient difficiles à contrôler – la synchronisation est alors cruciale – et pouvaient poser des problèmes de sécurité.

Jouer avec la densité de l’air

Mais un effort de recherche conjoint mené par des scientifiques d’Espagne, de Finlande et du Canada, a montré que les ultrasons permettaient de concentrer, voire de guider un arc électrique. Et leurs essais s’avèrent assez impressionnants : l’arc peut être concentré et transformé en ligne droite, une orientation particulière peut lui être donnée, puis alternée, et enfin il est possible de lui imposer des trajectoires courbes permettant d’éviter des obstacles.

Ce phénomène se produit du fait de l’échauffement de l’air produit par l’arc électrique. L’air ainsi chauffé se dilate et voit sa densité diminuer. Cet air chaud et peu dense est ensuite guidé par les ultrasons là où leur intensité est la plus forte – après tout, un son n’est-il pas une vibration de l’air ? L’arc électrique se dirige ensuite là où l’air est le moins dense, du fait d’une tension de claquage plus faible dans ces régions. Et, de proche en proche, l’arc est ainsi guidé.

Les applications sont nombreuses : alimentation sélective de différents circuits électroniques, sciences atmosphériques ou encore recherche en biologie et en médecine. Les chercheurs envisagent même un contrôle tactile d’un genre particulier, qui permettrait, pour les personnes aveugles, une lecture du Braille sans contact, en orientant alternativement de petits arcs électriques vers l’extrémité des doigts.

L’article de recherche, publié dans la revue Science Advances est disponible en source ouverte. Par ailleurs, le communiqué de presse de l’université d’Helsinki propose une très intéressante vidéo du phénomène.

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Dans un monde où le secteur des batteries est très largement dominé par l’Asie, il existe des réussites technologiques qui nous montrent qu’il ne s’agit pas d’une fatalité. En l’occurrence, deux sociétés viennent de communiquer sur la réussite de l’intégration de batteries innovantes au sein de cartes électroniques. Et le tout, en France.

En 2023, l’Union européenne adopte des mesures strictes au sujet du cycle de vie des batteries (Règlement (UE) 2023/1542). En ligne de mire : des standards environnementaux plus avancés, notamment en ce concerne leur recyclage et leur durée de vie. Problème : les piles boutons non rechargeables verraient leur utilisation limitée. Or, elles sont beaucoup utilisées en électronique.

Pour ITEN c’est une opportunité. La société s’appuie sur douze ans de R&D pour proposer une solution de batteries rechargeables, basée sur la technologie des batteries solides en céramique. Aujourd’hui, le concept prend son envol. En 2023, elle est lauréate du programme French Tech 120. En 2024, elle inaugure une ligne de fabrication à Dardilly, en région lyonnaise. Enfin, en ce début 2026, conjointement avec LACROIX, société spécialisée dans les solutions électroniques et connectées, elle annonce avoir démontré la faisabilité industrielle de sa technologie.

Comment fonctionne une batterie solide ?

Le principe d’une batterie tout-solide céramique (en anglais SSCD pour Solide-state ceramic device) est similaire à celui d’une batterie lithium-ion. Toutefois, et c’est là le point clé, l’électrolyte liquide au travers duquel transitent les charges électriques entre les électrodes est remplacé ici par un matériau solide, comme une céramique ou un polymère. Pour ITEN, c’est la céramique qui a été choisie.

La technologie permet une plus grande densité de puissance que les alternatives Li-ion, une sécurité renforcée, un rechargement rapide et une plus longue durée de vie. En outre, par rapport aux piles-bouton, elle est rechargeable.

Au sein de son site de Beaupréau-en-Mauges, dans le Maine-et-Loire, la société LACROIX a pu démontrer l’industrialisation de l’intégration de la petite batterie solide. Elle a pu les monter dans les sockets d’une carte électronique, et valider le procédé de soudure et de refusion à 265°C. Ces essais démontrent ainsi la compatibilité de la technologie SSCD. Et cette démonstration prend un sens plus large, car il démontre par ailleurs qu’il est bien possible de développer une filière nationale souveraine, dans un secteur jusque-là dominé par l’Asie.

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