L’usine Melox d’Orano va avoir de la concurrence. La startup Newcleo travaille à la construction d’une usine de production de MOX pour alimenter ses futures SMR. Après avoir trouvé un terrain à proximité de la centrale de Nogent-sur-Seine, l’entreprise vient de recevoir un avis favorable de la part de l’ASNR. Objectif de mise en service : 2030. 

La startup franco-italienne Newcleo continue son développement sur le territoire français. Il y a quelques mois, elle annonçait notamment le lancement du débat public pour la construction du LFR-AS-30, un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb de 30 MWe. Situé près de la centrale de Chinon, ce réacteur aura la particularité d’utiliser du MOX, un combustible nucléaire constitué de matières radioactives recyclées.

Dans la continuité de ses réacteurs à neutrons rapides, la startup ambitionne désormais de construire une usine de production de MOX en France, et elle vient de trouver le terrain qui l’accueillera. La future usine sera située à Pont-sur-Seine, dans l’Aube, à une dizaine de kilomètres à l’est de la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine et de ses deux réacteurs de 1300 MWe. Le projet, estimé à 1,8 milliard d’euros, devrait engendrer la création de plus de 800 emplois à moyen terme et même 1700 emplois sur le long terme. Newcleo espère la mise en service d’une première ligne de production d’ici 2030. Deux lignes supplémentaires pourraient ensuite être mises en service d’ici 2040.

D’ailleurs, le développement de l’usine est en bonne voie puisque l’ASNR vient de donner son avis sur le projet, et a indiqué que « les dispositions relatives à la démonstration de sûreté que retient Newcleo au stade d’options de sûreté sont satisfaisantes ».

Newcleo veut conquérir l’Amérique

Au total, ce sont donc 3 milliards d’euros que la startup compte investir en France avec cette usine de production de MOX, son prototype de réacteur ainsi que son centre de R&D et de formation, situé à Chusclan près de Marcoule.

L’ambition de l’entreprise dépasse même les frontières européennes. Il y a quelques mois, une procédure a été engagée auprès de la Nuclear Regulatory Commission (NRC) pour faire homologuer à la fois son réacteur refroidi au plomb, mais aussi son usine de production de MOX. En se tournant vers les États-Unis, Newcleo espère trouver de nouveaux investisseurs pour accélérer son développement. Pour réussir cette incursion en terre américaine, l’entreprise s’est associée à Oklo, une startup californienne pendant un temps présidée par Sam Altman.

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L’échauffement des rivières par les réacteurs nucléaires n’est pas une fatalité, la centrale de Civaux en est le parfait exemple. Mise en service à la fin des années 90, cette centrale de 2990 MWe de puissance est équipée d’un système de refroidissement spécifique qui permet d’éviter l’échauffement de sa source froide : la Vienne. Cette solution devrait inspirer EDF pour adapter le reste de son parc nucléaire au réchauffement climatique. 

Qui dit canicule, dit gestion plus complexe des réacteurs nucléaires pour EDF. Si les fortes chaleurs n’ont quasiment aucun impact sur leur fonctionnement, la gestion de leurs sources froides peut devenir problématique pour les réacteurs situés à proximité de fleuves ou de rivières. En temps normal, de l’eau est prélevée de ces cours d’eau, utilisée pour évacuer la chaleur liée aux réacteurs, puis restituée à une température supérieure.

En cas de forte chaleur, l’eau restituée dépasse les limites réglementaires qui ont été fixées pour réduire les impacts sur les milieux aquatiques. C’est pour cette raison que depuis quelques semaines, EDF doit régulièrement arrêter certains réacteurs.  Actuellement, trois réacteurs sont encore indisponibles, à savoir le réacteur n°2 de Golfech, le réacteur n°3 de Bugey ou encore le réacteur n°2 de Chooz. D’ailleurs, pour la centrale de Golfech, située dans le Tarn-et-Garonne, la durée de l’arrêt est un record pour des raisons environnementales.

Un système qui protège les rivières françaises

D’un point de vueréglementaire, la centrale nucléaire de Civaux, située le long de la Vienne, ne fait pas exception. Ses rejets ne doivent pas échauffer la rivière de plus de 2°C entre l’amont et l’aval, si la température de cette dernière est inférieure à 25°C. Si elle est supérieure à 25°C, ce delta de 2°C tombe à 0°C. D’ailleurs, la Vienne a la particularité de présenter un débit irrégulier avec des crues régulières en hiver, et débit faible l’été.

Néanmoins, cette centrale, qui est l’une des plus récentes du parc d’EDF, dispose de plusieurs avantages à ce sujet. D’abord, elle est équipée des deux tours aéroréfrigérantes les plus hautes de France, avec 178 mètres. Le système a été dimensionné dès sa conception pour prendre en compte les irrégularités de la Vienne. De ce fait, on y trouve un système de refroidissement additionnel qui permet de mieux refroidir l’eau restituée, par l’intermédiaire de 4 petites tours aéroréfrigérantes. Celui-ci confère également à la centrale une autonomie de refroidissement 10 jours sans prélèvement dans la Vienne.

Dans un récent reportage de France Info, Christophe Rieu, directeur du site, explique que la centrale peut produire « à pleine puissance, canicule ou pas, sans aucun impact sur l’environnement ». Le jour de ce reportage, l’eau prélevée affichait une température de 26,77°C, tandis que l’eau rejetée n’était à 22,57°C.

Un système applicable aux autres centrales françaises ?

Face à des épisodes de canicule de plus en plus fréquents, EDF travaille à l’adaptation de ses réacteurs nucléaires situés en bords de cours d’eau. L’électricien envisage d’investir près de 8,7 milliards d’euros sur les quinze prochaines années sur ce sujet. La reproduction de solutions comparables de celle de Civaux est une piste à envisager pour limiter l’arrêt des réacteurs sans nuire à la biodiversité aquatique des fleuves et rivières concernées. Elle pourrait par exemple être déployée à Golfech, située le long de la Garonne, et arrêtée depuis le 9 juillet à cause des températures.

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En pleine crise des énergies fossiles, l’électricité joue les rôles de valeur refuge. Mais malheureusement, même la fée électrique voit son tarif augmenter à partir du 1er aout. 

Bercy avait pourtant promis le contraire, en décembre 2025. Le tarif de l’électricité va bien augmenter au 1er août prochain, suite aux recommandations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le gouvernement a ainsi indiqué qu’il « donnera suite à la proposition de la Commission de régulation de l’énergie, qui doit notamment permettre d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale et l’entretien de nos réseaux publics d’électricité, dont chacun a pu mesurer l’importance lors des épisodes de chaleur extrême ».

Comprenons donc que cette hausse est principalement liée à l’augmentation du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Elle devrait répondre aux besoins d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale, ainsi que l’entretien des réseaux publics d’électricité. Comme l’indique le gouvernement, ce dernier a été mis à mal par les fortes chaleurs. Sous les trottoirs, la température peut atteindre les 80°C, détériorant ainsi les vieux câbles qui finissent par provoquer des court-circuits.

Heureusement, l’augmentation est modeste, puisqu’on parle de 2,5%. Cela représente une hausse d’environ 26€ TTC par an pour un foyer consommant 4,5 MWh/an. Au 31 mars 2026, on comptait 29,37 millions de clients résidentiels abonnés au TRVE, contre 19,75 millions fin septembre 2025.

Une nouvelle organisation depuis le 1er janvier

La promesse d’un tarif stable de l’électricité n’aura donc pas duré. Il faut dire que depuis le début de l’année, les changements sont nombreux, notamment avec la fin de l’Arenh et le début du nouveau mécanisme qui encadre le prix de la production nucléaire : le VNU.

À cette modification s’ajoutent des réflexions profondes sur l’adaptation du réseau aux énergies renouvelables qui sollicitent de manière totalement différente le réseau électrique par rapport aux centrales plus traditionnelles. Rappelons qu’au 1er février 2026, le prix de l’électricité avait bien baissé, mais de seulement 0,83%.

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Le secteur des SMR bouillonne aux USA. Portés par une politique gouvernementale extrêmement favorable, les projets se multiplient, à l’image de celui porté par une jeune startup floridienne portant le nom d’AMPERA. Au programme : de l’impression 3D, du thorium et un réacteur pas plus gros qu’un conteneur maritime. 

Le secteur des SMR continue d’être porté par des acteurs privés qui ont l’ambition de démocratiser le nucléaire, grâce à des technologies de plus en plus accessibles.  C’est dans cette dynamique qu’on retrouve AMPERA. Encore inconnue il y a peu, cette startup floridienne a pris très au sérieux la notion d’industrialisation et imagine ses micro-réacteurs comme des « modules d’énergie » de la dimension de conteneurs maritimes, qui pourraient être expédiés un peu partout dans le monde. Ces modules se destinent à l’alimentation data center, de navires ou encore de sites isolés.

D’un point de vue technique, le micro-réacteur développé par AMPERA a plusieurs particularités qui le distinguent des autres technologies de SMR. D’une puissance comprise entre 15 et 30 MWe, il utilise du thorium comme combustible primaire, sous la forme de particules TRISO. Surtout, il fonctionne à un régime subcritique. Comprenez que son noyau ne peut générer par lui-même une réaction en chaîne. De ce fait, le réacteur est équipé de générateurs de neutrons externes qui fournissent en continu la quantité de neutrons nécessaires pour bombarder le thorium et en faire de l’uranium fissile. Cette technologie à générateur de neutrons permet non seulement de moduler facilement la puissance du réacteur, mais également de lui offrir une grande réactivité tout en conservant un haut niveau de sûreté.

L’impression 3D au coeur de l’industrialisation du procédé

En parallèle, AMPERA a imaginé son réacteur comme un conteneur maritime scellé pour une trentaine d’années, ce qui signifie qu’il ne nécessite aucun rechargement de combustible et aucune gestion des déchets durant cette période. D’ailleurs, la startup travaille à la mise au point d’un modèle de location et de contrôle du réacteur à distance pour simplifier au maximum la gestion du réacteur par le client final.

D’un point de vue industriel, AMPERA veut également innover pour atteindre la production de plus de 300 unités par an. Pour cela, elle mise sur la fabrication additive, et vient d’ailleurs de dévoiler un prototype de coeur du réacteur imprimé en 3D grâce à du carbure de silice. L’utilisation de la fabrication additive permet de réaliser une structure d’une grande complexité, ici décrite comme « un noyau gyroïde monolithique sphérique ». Cette forme offre un rapport volume/surface très élevé permettant de maximiser les échanges thermiques tout en homogénéisant la distribution des flux neutroniques. Pour finir, AMPERA mise une production d’électricité reposant sur un cycle fermé de type Brayton utilisant du CO2 supercritique. Il n’aurait, de ce fait, pas besoin d’eau pour fonctionner. Objectif : commercialiser ces modules nucléaires à partir de 2030.

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L’attente aura été longue, mais l’enjeu est immense : permettre à la France d’atteindre le « zéro émission » en 2050. La Stratégie nationale bas carbone vient d’être dévoilée dans sa version définitive, de quoi permettre au pays de se mettre en mouvement vers un monde décarboné. 

Voilà une publication qui était attendue. Quelques mois après la Programmation pluriannuelle de l’énergie 3 (PPE3), c’est au tour de la Stratégie nationale bas carbone 3 d’être dévoilée. Le document, de plus de 700 pages, aura été travaillé et retravaillé à de très nombreuses reprises pour enfin atteindre une forme de consensus.

Il faut dire que la tâche est colossale : la SNBC 3 a la lourde responsabilité de dicter les objectifs de la France à court, moyen et long terme pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Elle a été rédigée avec 7 objectifs principaux en tête, à savoir :

• Réduire de 50% nos émissions sur le sol français par rapport à 1990,
• Atteindre la neutralité carbone en 2050,
• Garantir la souveraineté énergétique et sortir des énergies fossiles (fin du charbon 2030, fin du pétrole d’ici 2045 et fin du gaz fossile en 2050),
• Réduire l’empreinte carbone de la France,
• Garantir une transition juste et soutenable socialement et économiquement,
• Consolider les puits de carbone naturels,
• Réduire notre consommation d’énergie finale.

Pour avoir une chance d’atteindre ces objectifs, ce sont tous les secteurs d’activité qui sont concernés : énergie, transport, bâtiment, industrie. Chaque secteur à sa feuille de route à suivre avec des objectifs propres d’ici 2030, puis 2050. Dans le domaine de l’énergie, qui nous intéresse le plus, le constat est simple : la production et la transformation d’énergie en France a émis 31 Mt de CO2e en 2024, ce qui représente 8% des émissions brutes du pays. Ces émissions devront être réduites de 69% d’ici 2030 par rapport à leur niveau de 1990, puis de 96% d’ici 2050.

La neutralité carbone d’ici 2050, un objectif encore atteignable ?

Sur la papier, la SNBC3 affiche des objectifs très ambitieux. Mais si l’État et les différents secteurs d’activité savent désormais à quoi s’en tenir et comment avancer, rien ne garantit la réussite de cette stratégie. L’atteinte de la neutralité carbone notamment par des objectifs annuels de réduction des émissions de CO2, à savoir :

• 3% de réduction par an entre 2017 et 2024,
• 5% de réduction par an entre 2024 et 2030,
• 7% de réduction par an entre 2030 et 2050.

Pour l’heure, le constat est plus que moyen : on a observé une première baisse des émissions en 2018, et qui ont augmenté jusqu’à atteindre des records en 2022 et 2023 avec des réductions d’émissions de 3,9% et 6,8%. Mais depuis, ces baisses restent inférieures à 2%, soit bien moins que l’objectif. En 2025, on n’a constaté qu’une réduction de 1,4% de réduction du CO2. Pour espérer garder le cap, il est donc urgent d’accélérer la transition et notamment d’électrifier les usages, sans quoi la neutralité carbone ne pourra être atteinte en 2050.

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Alors que la situation géopolitique est plus complexe que jamais au Moyen-Orient, l’Union Européenne s’organise pour retrouver son indépendance énergétique. Sans surprise, c’est sur l’électricité que reposent tous les espoirs du Vieux Continent. 

La Guerre en Iran continue de bouleverser l’échiquier énergétique mondial. Pendant que la crise du détroit d’Ormuz dicte le prix des énergies fossiles partout à travers le monde, l’Europe réfléchit à des solutions pour retrouver son indépendance et ne plus subir ce type de situation. Il faut dire qu’au-delà l’aspect stratégique, l’impact financier de cette situation est très élevé. Depuis la fin du mois de février, les importations européennes de gaz et de pétrole ont coûté 50 milliards d’euros de plus que d’habitude à l’Europe ! Ce n’est pas prêt de s’améliorer, car malgré un mémorandum d’entente signé en juin 2026 entre l’Iran et les États-Unis, la situation est de nouveau crispée, et les échanges de frappes ont repris.

Selon Reuters, l’Union Européenne miserait donc beaucoup sur l’électrification des usages, et préparerait un plan en ce sens. Ce plan, dont la publication devrait avoir lieu le 17 juillet, va comprendre une série de mesures politiques et de programmes de financements destinés à orienter l’économie vers l’électricité au détriment du pétrole et du gaz.

Véhicules électriques, pompes à chaleur et électrification des processus industriels

Techniquement, ce plan devrait se matérialiser par un objectif de part minimal d’électricité dans la consommation d’énergie finale dans l’Union Européenne d’ici 2040. Pour le moment, aucun pourcentage n’a été dévoilé, sans doute parce que les discussions à ce sujet se poursuivent encore.

L’objectif de ce plan est simple : faciliter le basculement vers l’électrification, malgré des investissements initiaux souvent plus élevés qu’avec les énergies fossiles. Pour y parvenir, plusieurs mesures sont envisagées comme l’obligation d’installer des pompes à chaleur dans les bâtiments publics, ou permettre la baisse de la TVA sur certains produits comme les batteries domestiques, les voitures électriques ou les pompes à chaleur. Dans un second temps, des appels d’offres pourraient être lancés pour financer des projets industriels produisant de la chaleur décarbonée.

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Augmenter la production photovoltaïque grâce à un simple film réfléchissant, c’est en substance ce que propose une startup canadienne. Bien décidée à révolutionner le secteur tout entier, elle s’apprête à vendre la licence de sa technologie aux plus grands fabricants mondiaux. 

Voilà maintenant des décennies que les chercheurs du monde entier tentent de mettre au point les panneaux photovoltaïques les plus efficaces possibles. Mais ils doivent composer avec un obstacle qui paraît infranchissable : la limite de Shockley-Queisser. Cette dernière fixe l’efficacité théorique maximale d’une cellule solaire à jonction unique, approchant les 30%.

Face à cette difficulté, l’entreprise québécoise Reflect10 a choisi une approche radicalement différente, qui lui aurait permis d’obtenir une production d’électricité 20% supérieure à un panneau solaire classique.

Améliorer l’architecture des modules, plutôt que le rendement des cellules

Cette approche consiste à se concentrer sur l’architecture des modules photovoltaïques plutôt que sur la structure des cellules en tant que telles. Reflect10 propose ainsi l’intégration d’une surface réfléchissante à la géométrie complexe dans les modules photovoltaïques, ce qui permet une capture accrue des photons sans avoir à augmenter la surface totale du panneau. C’est ce qu’elle appelle la « Réflectricité ».

L’entreprise reste volontairement floue sur les détails techniques de sa solution, car cette dernière est protégée par trois demandes de brevets. Outre de nombreuses simulations informatiques, l’entreprise a mené deux campagnes de tests en conditions réelles à la fin de l’été 2025 et en mai 2026 au Canada et au Maroc. Les résultats, encourageants, ont même été analysé et confirmés par l’Institut photovoltaïque d’Île de France (IPVF).

Ce dernier a indiqué que la technologie reposait sur le régime de l’optique géométrique, régi par les lois de Snell-Descartes. Toujours selon l’institut français, les gains calculés sont non seulement intéressants, mais ont en plus l’avantage de ne pas être spécifiques à l’échelle de test choisie. Autrement dit, ils sont transposables à des installations plus grandes. Outre l’IPVF, l’Institut national d’optique du Canada a également rendu un avis scientifique favorable.

Un gain important à des moments cruciaux

Sur le papier, cette nouvelle technologie affiche de nombreux avantages. D’abord, elle est transposable à toutes les technologies de cellules du marché, et pourrait s’adapter parfaitement au repowering des parcs existants.

Elle a également l’avantage d’augmenter significativement la production d’électricité quand le soleil est plus rasant, à savoir le matin et en fin de journée. Lors de cette période, la production mesurée a presque triplé par rapport à une solution classique. En parallèle, cette technologie permet une hausse de 19% de la production sous lumière diffuse, notamment par temps nuageux.

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