Par bien des aspects, l’architecture des turbines à axe horizontal parait peu adaptée à un déploiement offshore à cause des contraintes imposées aux flotteurs. Faute de mieux, c’est pourtant cette technologie que l’on retrouve installée un peu partout dans le monde, à l’image des trois projets français déployés en Méditerranée. Au Japon, un consortium industriel est parti d’une feuille blanche pour réinventer l’éolien en mer, en espérant en faire baisser le coût.
Dans la baie d’Iki, à l’ouest du Japon, on peut désormais observer une éolienne flottante qui ne ressemble en rien aux turbines actuelles. Il s’agit d’un prototype d’éolienne à axe vertical, d’une puissance de 20 kW pour un diamètre de turbine de 9,3 m. Développé par un consortium industriel japonais, appelé FAWT (Floating Axis Wind Turbine), il doit valider la faisabilité technique d’une telle architecture avant de passer à un prototype plus imposant.
Techniquement, cette éolienne se compose d’un flotteur cylindrique qui tourne simultanément au rotor vertical. L’ensemble est légèrement incliné, de l’ordre de 20° en fonction de la vitesse du vent, pour améliorer la production. Ce dessin a pour principal avantage d’abaisser le centre de gravité de la structure émergée. Les contraintes mécaniques exercées sur le flotteur étant moins importantes, ce dernier peut être réduit, ce qui le rend moins onéreux.
Redéfinir les éoliennes selon les contraintes de la mer
Avec ce projet d’éolienne verticale, le consortium japonais veut revisiter le concept d’éolienne offshore pour ne pas le réduire à une extension des éoliennes terrestres. Ici, l’éolienne est redéfinie en fonction des contraintes que l’on retrouve au large. C’est d’autant plus important pour le Japon que le pays est en retard sur le déploiement de capacités de production d’énergie renouvelable. Néanmoins, il a le désavantage de n’avoir que très peu de zones côtières peu profondes. Ce projet vise donc à accélérer le déploiement de l’éolien offshore, tout en favorisant la création d’une filière industrielle nationale.
Reste à savoir si ce projet dépassera réellement le stade du prototype. Sur le papier, le principe de l’éolienne à axe vertical multiplie les avantages. De nombreuses startups ont eu l’ambition de révolutionner l’éolien offshore avec des turbines à axe vertical, mais pour le moment, aucune n’a atteint le stade de la commercialisation. C’est vrai pour World Wide Wind, SeaTwirl ou encore Nenuphar.
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 ».
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.
Après l’explosion d’un transformateur en Bretagne fin juin en pleine canicule, les salariés de RTE ont choisi d’exercer leur droit d’alerte.
Le 23 juin dernier, un rare incident s’est produit en Bretagne : deux transformateurs condensateurs de tension (TCT) ont explosé dans un poste électrique de 225 000 volts à Ergué-Gabéric près de Quimper. Aucune victime mais tout de même 119 000 foyers qui se sont retrouvés privés d’électricité.
Quelques jours plus tard, les représentants du personnel de RTE Maintenance ont décidé de pousser un coup de gueule et d’alerter sur un « danger grave et imminent ». Ils demandent à mieux tracer les incidents survenus pendant les deux canicules, cartographier les équipements sensibles à la chaleur et à réévaluer les mesures de sécurité autour des installations à risque. « Nous voulons mettre l’employeur face à ses responsabilités », expliquent les représentants syndicaux devant la « fragilisation globale des conditions de sûreté d’exploitation ».
Des équipements vieillissants, mais un plan en préparation
Alors qu’est-ce qu’un TCT ? Ce sont des transformateurs condensateurs de tension. Ils mesurent la tension sur les lignes électriques et la surveillent. Leur isolation repose sur de l’huile et du papier qui se dégradent avec le temps. Lors de fortes chaleurs, l’humidité peut s’y immiscer et créer des décharges électriques. Cette explosion pourrait ne pas être un cas isolé, car 500 équipements de ce type sont encore en service en France.
C’est faible par rapport aux actifs sous gestion de RTE, qui exploite plus de 100 000 kilomètres de lignes haute et très haute tension et près de 2 700 postes électriques, mais ils sont révélateurs, pour les syndicats, du vieillissement des infrastructures et de leur non-adaptation à la chaleur. Évidemment, la direction de RTE juge marginal le risque que cela survienne à nouveau même si des équipements ont dû être déconnectés préventivement, reconnaît-elle.
RTE prévoit, de toute manière, d’investir dans la modernisation de son réseau avec un méga plan. Aussi, pour l’adapter au réchauffement climatique, avec 100 milliards d’euros au total.
L’IA de Google est désormais intégrée au moteur de recherche leader en France. Lorsque vous posez une question, elle vous livre sa réponse fondée sur la lecture d’articles, avant même de mettre en avant les sites d’information qui ont réellement étudié le sujet. Pour un média indépendant comme Révolution Energétique, c’est un tournant — mais aussi l’occasion de renforcer le lien direct avec vous.
Mercredi 22 juillet 2026, à l’heure des croissants, Google a commencé à déployer en France ses Aperçus IA (AI Overviews) et son Mode IA. Concrètement : en haut des résultats de votre recherche sur Google, une réponse rédigée par l’intelligence artificielle de Google peut s’afficher désormais avant les liens pointant vers les sites pertinents. La France était jusqu’ici l’un des derniers grands marchés occidentaux à être passé entre les mailles du filet. Ce n’est plus le cas.
Ce que ça change pour vous, et pour nous : quand vous cherchez par exemple « fonctionnement des panneaux photovoltaïques » ou « quels tarifs pour les contrats d’énergie en 2026 », Google pourra vous servir un résumé tout fait, sans que vous ayez besoin d’ouvrir la source. Ce résumé s’appuie sur le travail de médias comme Révolution Energétique ou des sites de marques… mais n’y renvoie plus forcément, ou de manière peu visible.
Dans les pays où la fonction tourne depuis deux ans, les éditeurs constatent des baisses de trafic de l’ordre de 20 à 40 %.
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Notre rédaction est libre, et elle le reste. Elle est emmenée par Hugo, qui suit l’actualité des énergies propres avec une passion intacte, entouré de son équipe et de contributeurs experts qui trouvent des angles originaux et vérifient leurs infos avant de publier. Et à côté de nos tests et de nos reportages, nous mettons à votre disposition des outils gratuits — simulateurs de batterie solaire, guides d’achat — pour vous aider à faire les bons choix.
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Les agents d’EDF bénéficient d’une importante ristourne sur le prix de leur électricité. La Cour des comptes préconise de revoir rapidement cet avantage qui pèserait lourd sur les finances de l’entreprise.
700 millions d’euros par an. C’est le coût du tarif préférentiel dont bénéficient les salariés et retraités d’EDF selon le dernier rapport de la Cour des comptes. Publié le 17 juillet sur le thème plus large de la gestion des ressources humaines du groupe, les magistrats jugent cet avantage devenu « démesuré » et estiment qu’il « ne peut perdurer en l’état ». Ça coûte trop cher à l’entreprise, déjà bien endettée, disent-ils tout simplement.
Pourquoi les employés ont-ils accédé à cet avantage, et pas des moindres ? Après la nationalisation d’EDF, le tarif agent est né et les employés dépensent une somme symbolique pour leur fourniture d’électricité. Redevables aujourd’hui de 0,0061 € par kilowattheure (kWh) d’électricité et de 0,0024 €/kWh de gaz, ils n’ont pas bougé depuis 1951 pour l’électricité et 1962 pour le gaz. C’est plus de trente fois moins cher que le tarif réglementé de l’électricité proposé au grand public, actuellement à 0,194 €/kWh.
Et depuis 2021 où les prix se sont envolés, la Cour des comptes calcule que les agents ne paient plus que 2,2 % du prix moyen de l’électricité et 1,8 % de celui du gaz en comparaison avec les autres ménages.
Réformer, oui, mais pas de suite, estime le PDG d’EDF
En 2024, cela a coûté au total 700 millions d’euros. Et parce qu’il est maintenu aux retraités, le groupe doit provisionner des engagements sociaux de long terme pour 3,9 milliards d’euros. La Cour ne veut pas le supprimer mais le réformer avec le plafonnement des volumes d’énergie achetés au tarif agent et l’indexation du tarif sur les coûts réels de l’énergie.
Dans sa réponse annexée au rapport, on imagine comment le sujet doit être sensible et la réponse regardée par les salariés. Le PDG d’EDF Bernard Fontana partage l’analyse, le travail du gouvernement qui a déjà planché dessus, mais, dit-il, ce n’est pas forcément le moment de s’y attaquer. Avec la prolongation du parc nucléaire existant, la construction de nouveaux EPR2, les investissements dans les réseaux et le développement des énergies renouvelables, pas question de soulever une grogne chez les salariés. Il faudra une implication des équipes et des recrutements massifs pour mener ces chantiers à bien. Il est donc nécessaire de préserver « un fort engagement du corps social ».
La SNCF expérimente la production d’électricité photovoltaïque directement sur ses voies ferrées. Une première installation pilote est opérationnelle à Paris depuis janvier 2025.
Premier consommateur d’électricité de France, la SNCF gère plus de 40 000 km de voies ferrées. Entre les deux rails, elle possède un foncier important : 57 km², soit la moitié de la superficie de la ville de Paris. Un espace que certaines sociétés veulent valoriser pour produire de l’énergie solaire. C’est le cas de la société genevoise Bankset, qui a déployé une station photovoltaïque amovible sur un site technique parisien du groupe ferroviaire. Une première en France, mais pas en Europe, où d’autres opérateurs mènent déjà des tests.
Baptisée « La Grosse Bankset beta 1 » (sic), la centrale est en service depuis janvier 2025. Elle repose sur un système de fixation permettant de monter ou démonter un module solaire en moins de deux minutes, sans intervention lourde sur la voie, promet son fabricant. Conçue en mode hors réseau, elle est raccordée à une batterie. Bankset ne détaille toutefois pas comment la production est écoulée et n’évoque ni la puissance de l’installation ni sa production.
La marque se contente d’évoquer une production équivalente à la consommation d’une centaine de foyers par kilomètre de voie. Une deuxième station, « La Grosse Bankset beta 2 », est en cours de déploiement depuis janvier 2026. Le développement du solaire sur les rails devrait cependant rester anecdotique comparé à l’installation de centrales photovoltaïques sur le foncier de la SNCF. Le groupe vise 1 GW de puissance solaire sur 1000 hectares de terrains d’ici 2030.
Un rapport annuel de la banque d’affaires Lazard affirme que les énergies renouvelables sont les plus compétitives en cout complet.
Le rapport de Lazard sur le coût actualisé des différentes technologies de production d’électricité (LCOE) est attendu chaque année par le secteur énergétique pour mesurer la compétitivité, en coût complet, de chaque mode de production. Ce rapport considérait, jusqu’à l’année dernière, les capex et opex propres à chaque énergie mais pas les investissements réseau nécessaires et la flexibilité qui doit accompagner ces modes de production. C’était le reproche régulièrement adressé aux énergies renouvelables (ENR), coûteuses pour le réseau électrique global en flexibilité et disponibilité, alors que leur production est peu chère si elle est regardée de manière isolée.
La conclusion de la banque d’affaires est, pour la première fois, que les renouvelables sont quand même parmi les plus compétitives même en prenant en compte les coûts (presque) complets. Pour le calculer, voici comment elle s’y est prise, avec un exemple : dans la zone du gestionnaire de réseau américain PJM (à l’est des États-Unis), le solaire n’est crédité que de 12 % de capacité « ferme », la part jugée réellement fiable à la pointe de demande. Garantir les 88 % restants ajoute 37 $/MWh au coût de production qui passe de 86 à 123 $/MWh. À comparer aux 51–129 $/MWh d’une centrale à gaz neuve à cycle combiné : le solaire « fermé » reste dans la fourchette, mais en haut.
Appelé dans le rapport « Levelized Firming Cost », cet indicateur estime le coût supplémentaire nécessaire pour garantir la disponibilité de l’électricité produite par chaque filière. Et même avec ce surcoût, le solaire et l’éolien restent parmi les solutions les plus compétitives pour construire de nouvelles capacités de production.
Le coût complet du solaire varie entre 98 et 167 $/MWh et celui de l’éolien entre 95 et 155 $/MWh. Comme évoqué précédemment, une nouvelle centrale à gaz à cycle combiné affiche un coût compris entre 51 et 129 $/MWh, tandis qu’une turbine de pointe grimpe entre 144 et 276 $/MWh.
Hors coût complet, le photovoltaïque est en tête avec un LCOE de 40 à 98 $/MWh juste devant l’éolien terrestre (37 à 99 $/MWh). Le nucléaire neuf reste la filière la plus coûteuse (entre 175 et 255 $/MWh).
Une moins bonne nouvelle est qu’après plus d’une décennie de baisse du LCOE, les coûts se stabilisent. La hausse du coût du capital, les tensions sur les chaînes d’approvisionnement et l’augmentation des coûts de construction freinent les gains. C’est par exemple observé sur le stockage. Pour une batterie lithium-ion de 100 MW avec quatre heures d’autonomie, le LCOS (« S » pour storage) a augmenté de 254 $/MWh en 2025 à 292 $/MWh en 2026 (+15%).
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.
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.
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.
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%.
Le solaire et l’éolien ne pourront plus se développer n’importe où, la faute à un réseau de distribution saturé. Enedis et RTE publient une nouvelle carte pour orienter les porteurs de projets vers les territoires où le réseau peut encore accueillir de nouvelles capacités.
Dès qu’il y a de la transparence, il y a orientation de la stratégie. Avec la publication de cette carte interactive pour que les développeurs analysent où il reste de la place sur les postes en France. Ils pourront alors relocaliser leur prospection de foncier, et réagir lors de chaque mise à jour prévue plusieurs fois par an. Jusqu’à présent, il y avait Cartostock pour en savoir plus sur les places disponibles pour accueillir les batteries (Le réseau est d’ailleurs saturé, il n’y a plus de place sauf à attendre le renforcement du réseau ou d’accepter des limitations dues aux congestions). Désormais, cet outil s’accompagne d’une carte des zones en contrainte pour raccorder en HTA ou BT.
Lorsqu’on ouvre cette carte, on y distingue trois couleurs : les zones blanches, où Enedis n’est pas gestionnaire du réseau, les zones rouges, où le raccordement sera bloqué à court terme par manque de capacité et les zones non saturées, où des études au cas par cas restent doivent être menées avant tout projet d’installation. Si 10% de la capacité est saturée, 90 % des zones couvertes par Enedis disposent encore de capacités d’accueil pour de nouvelles installations, c’est le verre à moitié plein. Les secteurs saturés devront attendre le renfoncement du réseau, avec le grand plan d’investissement attendu pour ces prochaines années. Enedis estime devoir consacrer 10 milliards d’euros au raccordement des énergies renouvelables entre 2022 et 2040.
En attendant, les producteurs peuvent accepter des limitations temporaires en injection à certaines heures, développer du stockage par batteries colocalisé (les derniers AO PPE2 sol et neutre le prévoient).
Les zones sous tension sont principalement dans des territoires ruraux. Dans le Lot-et-Garonne, l’Indre ou la Lozère, le développement du photovoltaïque sur les toitures agricoles a dépassé les capacités initialement prévues par le réseau et l’ont saturé en injection. En réalité, cela fait des décennies que le réseau a été conçu pour transporter l’électricité produite par quelques grandes centrales vers les consommateurs. Avec le solaire et l’éolien, les flux deviennent plus décentralisés et les zones de production sont rarement les zones de consommation.
Jusqu’ici le foncier était le goulot d’étranglement (les parcelles étaient de plus en plus dures à sécuriser avec la concurrence grandissante), mais désormais, le réseau risque de bientôt le devenir.
Beaucoup l’auront remarqué ces dernières semaines : un logement classé DPE A ou B ne garantit pas un intérieur supportable pendant la canicule. Historiquement, le DPE privilégie largement la bonne conservation de la chaleur l’hiver mais néglige le confort d’été. Un constat qui pose problème à l’heure du réchauffement climatique.
Cela peut sembler surprenant mais des logements peu énergivores, rénovés et très bien notés par le DPE, peuvent être de vraies bouilloires thermiques en période caniculaire. À l’inverse, certains logements au moins bon DPE peuvent être plus confortables l’été avec leur conception, leurs volets ou leur inertie.
Créé pour évaluer la consommation d’énergie et les émissions de gaz à effet de serre d’un logement, le DPE répond à la question : combien d’énergie faut-il pour chauffer ? Il est vrai que depuis sa réforme de 2021, le DPE intègre une évaluation du confort d’été. Mais cela pèse peu dans le classement. Pourtant, l’enjeu est important car la lettre qui classe les logements de A à G est la première regardée par les vendeurs, acquéreurs et locataires. Peu de monde regarde la note du confort d’été.
Et le problème, c’est que les critères qui protègent d’une canicule ne sont pas exactement les mêmes que ceux qui permettent de réduire les besoins en chauffage. L’orientation des fenêtres, la présence de volets, la possibilité de créer une ventilation qui traverse l’appartement, l’inertie des matériaux ou la capacité du bâtiment à évacuer la chaleur accumulée sont autant d’éléments qui pèsent dans le confort estival.
Une grande baie vitrée exposée plein ouest sans store extérieur peut très bien rentrer dans la catégorie « appartement performant énergétiquement » mais être un calvaire en été. A l’inverse, une mauvaise gestion de l’inertie peut devenir très problématique en créant un phénomène de surchauffe. De la même manière, certains paramètres comme les ombrières au dessus des ouvertures sont des solutions simples, mais pas assez prises en compte, pour limiter la surchauffe des bâtiments.
À Lyon, la municipalité de l’écologiste Grégory Doucet veut contourner les failles du DPE (décidé nationalement) avec la notion de « bouilloires thermiques », que seraient 62% des appartements de la ville. Il travaille à un fond d’adaptation pour financer des volets, des brasseurs d’air, et faire évoluer les critères d’insalubrité des logements en intégrant « comme pour le plomb ou l’amiante, une trop grande exposition à la chaleur ».
Un quart de l’électricité européenne, 52 térawattheures (TWh), c’est gigantesque ce qu’a produit le solaire dans l’UE. Première source d’électricité, cette énergie renouvelable est déployée à tout va dans l’UE.
Dans un rapport publié par Ember le 14 juillet, on apprend que le photovoltaïque a généré 52 TWh d’électricité sur le seul mois de juin, c’est un quart de la production européenne. Mai était déjà un record avec 47 TWh (23 % du mix). En quatre ans, on observe un véritable boom : en juin 2022, le solaire ne fournissait encore que 26 TWh, (13 % du mix).
Avec ses 25%, le solaire a éclipsé les autres modes de production : le nucléaire à 21 %, le gaz à 15 %, l’éolien à 14 %, l’hydroélectricité à 12 % et enfin le charbon (8 %). Au total, les renouvelables ont couvert 55 % de l’électricité consommée dans l’Union européenne ce mois de juin.
Sans surprise, les marchés où le solaire s’est le plus développé sont l’Allemagne (où le solaire a produit 36 % de l’électricité en juin) et l’Espagne (34 %). La Belgique, les Pays-Bas et le Portugal ont aussi dépassé le tiers du mix. Dans plusieurs pays, Hongrie et les États baltes, le solaire a même approché la moitié du mix électrique mensuel même si leur contribution, en TWh, est marginale au niveau européen.
L’Europe a dû répondre à une vague de chaleur où les climatiseurs ont augmenté la demande. Le solaire a largement aidé même si nous relevions que le gaz prenait le relai en France pour notamment soutenir… ce même voisin allemand.
De son côté, la France est restée à la traîne. Selon RTE, le solaire a produit environ 4,4 TWh en juin, (11 % du mix). Il s’est classé deuxième source d’électricité ce mois-ci devant l’hydroélectricité (4,2 TWh).
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.
L’enjeu était de taille : permettre le soutien financier de l’État pour déployer jusqu’à 11 GW d’éoliennes offshore. Après étude, la Commission Européenne vient de valider le programme de financement de l’AO10, d’un montant maximal de 63 milliards d’euros sur 25 ans. Ces 11 nouveaux projets devraient être attribués juste avant les prochaines élections présidentielles.
Bien que le cahier des charges ait déjà été publié le 12 juin, la Commission européenne a autorisé a posteriori le dispositif d’aide publique associé au dixième appel d’offres français d’éolien en mer, l’AO10. Comme c’est un appel d’offre om l’Etat comblera l’écart entre le prix de vente et le tarif retenu dans le cadre de l’appel d’offre, c’est bien une aide publique conséquente.
L’avis de Bruxelles vient donc sécuriser l’aide la plus grande jamais autorisée en France dans l’éolien. Onze parcs éoliens répartis sur plusieurs façades maritimes, en mer du Nord, dans l’Atlantique et en Méditerranée, 11,1 GW et jusqu’à 47,8 TWh de production d’électricité chaque année (10,6 % de la consommation électrique française), les chiffres donnent le tournis.
Les futurs exploitants auront biddé un prix, remporté un ou plusieurs parcs à ce tarif (pouvant atteindre 100 €/MWh). Si les prix de marché passent sous ce niveau, l’État compensera l’écart. À l’inverse, si les prix dépassent ce seuil, les producteurs reverseront une partie des revenus supplémentaires aux pouvoirs publics (c’est quand même moins probable dans ce sens).
63 milliards d’euros : un plafond théorique mais qui ne devrait pas être atteint
Le montant annoncé par Bruxelles – jusqu’à 63 milliards d’euros – correspond au coût maximal potentiel du dispositif sur toute sa durée. Il ne s’agit pas d’une dépense immédiate de l’État mais d’un scénario extrême dans lequel les prix de l’électricité resteraient bas. Dans un scénario intermédiaire, le coût net pour les finances publiques serait compris entre 5 et 10 milliards d’euros. Si les prix de l’électricité restent élevés, le mécanisme pourrait même devenir favorable à l’État grâce aux reversements effectués par les producteurs.
En miroir, le gouvernement insiste sur les 35 milliards d’euros liés à la construction des parcs, 15 milliards pendant leur exploitation et environ 7 milliards de recettes fiscales qui seront générés, soit 57 milliards de retombées potentielles + 20 milliards d’euros à la charge de RTE. Même si le montant peut paraître démesuré, certains dans le secteur considèrent le tarif insuffisant sur l’éolien flottant. En Méditerranée par exemple et dans les zones où les fonds marins sont trop profonds pour des fondations classiques, la construction reste encore coûteuse et moins mature que l’éolien posé.
Avec cet appel d’offres, la France se rapprochera de l’objectif de 15 GW d’éolien en mer installés en 2035 (2 GW aujourd’hui).
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.
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.
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.
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.
On m'a posé de nouveau hier la question (courante et pas idiote) suivante : « vous imaginez mettre du nucléaire sur toute la planète pour remplacer les fossiles ? »
C’est une question très légitime. Bien que rares soient les gens à voir dans le nucléaire une solution unique ou ne serait-ce que prédominante dans les mix énergétiques futurs, il est assez consensuel (et oui !) que le nucléaire a un rôle non négligeable et croissant à jouer dans l’approvisionnement mondial en énergie bas-carbone.
Cependant, les spécificités de l’énergie nucléaire sont telles que l’on peut difficilement imaginer chaque pays du monde imiter la France avec près d’un réacteur par million d’habitant, ni même des pays au développement nucléaire plus modeste.
Alors, fous sont les « nucléocrates » qui veulent recouvrir la planète de centrales atomiques, les installer dans des régions au climat inadapté, politiquement instables ou scientifiquement pas encore armées pour une telle technologie ?
La base, c’est d’avoir en tête que pour le dérèglement climatique, il n’y aucune solution unique ni aucune solution universelle.
Considérons, comme souvent sur ce blog, de limiter notre réflexion au seul secteur électrique. Vous n’aurez pas de mal à comprendre que le solaire photovoltaïque n’est pas très propice en Irlande ou que l’hydraulique de barrage offre peut d’opportunités aux Pays-Bas… Et pourtant, ça ne disqualifie pas ces deux technologies dans l’absolu, bien évidemment. Il serait sot pour le Maroc de renoncer à l’énergie solaire pour ce motif, de même en Norvège quant à la vidange de ses barrages. Chaque nation et, à une maille plus fine, chaque territoire a ses spécificités géographiques, industrielles, sociales, environnementales ou, encore, économiques. Les meilleures solutions seront celles qui seront les plus adaptées à chaque contexte !
J’insiste : il n’y a ni solution unique, ni solution universelle.
Donc non, définitivement, personne ne prétend couvrir le monde entier ni, en particulier, les économies émergentes ou les régions géopolitiquement instables de réacteurs nucléaires.
En revanche, il est possible de pousser la réflexion plus loin. L’on peut se demander, par exemple, où l’on peut déjà construire du nucléaire, et si à ces endroits, il y a ou non un potentiel significatif de réduction des émissions mondiales de carbone (passées mais, surtout, futures).
Pour ce faire, je vous propose une hypothèse très simple et très conservative : imaginons que les seuls pays où il est raisonnable, à l’avenir, de construire du nucléaire, sont ceux qui possèdent déjà un ou plusieurs réacteur(s) électrogène(s) de puissance. Et croisons cette liste à celles des pays les plus émetteurs de CO2 en 2019. En 2019 car, à date de première rédaction de ce billet, les données 2021 n’étaient pas encore publiques et les données 2020 trop marquées par l’effet COVID-19. Je précise également que je ne considère ici, en raison des données à ma disposition, que le CO2, et non pas les autres gaz à effet de serre.
J’ai été chercher les pays les plus émetteurs de dioxyde de carbone, qui cumulent 90% des émissions. 37 pays pour 90,1% des émissions exactement.
Parmi eux, 22 ont déjà un parc nucléaire, d’une puissance allant de 500 MW (Pays-Bas) à 95 900 MW (États-Unis) à la rédaction initiale de ce billet. Collectivement, ces vingt-deux pays cumulent 365 000 MW de capacité nucléaire et 77% des émissions de carbone.
Nous avons déjà une première réponse à cette question : 22 pays déjà nucléarisés représentent trois quarts des émissions mondiales de CO2. L’énergie nucléaire présente donc un potentiel considérable de réduction des émissions sans nécessiter d’équiper de nouvelles nations de réacteurs nucléaires.
Cependant, explorons un peu plus loin : quinze pays font donc partie du « Top 90% » des émetteurs, sans encore maîtriser l’énergie nucléaire. Parmi eux :
L’un est en train de construire sa première centrale (ce pays représentant 1,1% des émissions mondiales).
Deux ont eu, par le passé, des réacteurs (et représentent aujourd’hui 1,7% des émissions).
Six ont fait connaître leur ambition d’en construire à plus ou moins long terme (5,0% des émissions).
Six ne veulent ou ne prévoient pas de recourir à l’énergie nucléaire : l’Indonésie, l’Australie, la Thaïlande, la Malaisie, Singapour et l’Algérie (5,7% des émissions).
Cela porte donc le compteur à 31 pays qui maîtrisent, ont maîtriser ou s’apprêtent à acquérir la maîtrise de la production d’électricité d’origine nucléaire. Ces 31 pays représentent 84,4% des émissions mondiales de dioxyde de carbone ! Et d’autres encore suivront.
Une dernière fois : face au dérèglement climatique, nulle solution unique ou universelle, mais des solutions à adapter à chaque contexte. Et l’énergie atomique, malgré l’image qu’on peut en avoir ici bas, peut s’intégrer à beaucoup de contextes… Ou l’est déjà !
Non, on ne fera pas de réacteur capable de « brûler », ni de recycler les déchets radioactifs. Telle que l’on connaît la physique, ce n’est pas possible. Pourtant, beaucoup semblent y croire. D’où ça vient ? Est-ce qu’il y a une part de vérité ? On peut VRAIMENT pas ?
J’ai fait ce billet court (le thread initial tient en 25 tweets ) parce que j’ai déjà développé de nombreuses thématiques abordées sur ce blog. N’hésitez pas à ouvrir les liens pour approfondir, mais vous devriez comprendre les grands enjeux de ce thread sans rentrer dans les détails non plus !
Fusion nucléaire
On va tuer rapidement une première fausse idée reçue : la fusion. Non, la fusion n’aura aucune interface avec nos déchets issus de la fission nucléaire (réacteurs électrogènes, de recherche, navals, cycle du combustible, médical, armement…).
Certes, la fusion nucléaire utilise du tritium, que l’on retrouve aussi en grande quantité dans le combustible nucléaire usé (cf. Des histoires de tritium et L’eau contaminée au tritium de Fukushima). Mais des quantités faibles, qu’il serait sans intérêt d’aller chercher dans les déchets.
D’autant plus que le tritium, en France, est en large partie rejeté, et le reste joue un rôle complètement anecdotique dans le volume et la dangerosité des déchets. Bref, la fusion produira moins de déchets radioactifs, oui, mais ne réduira aucunement ceux déjà produits.
Neutrons rapides
Maintenant, la vraie confusion : les surgénérateurs, type Phénix / Superphénix / Astrid. Et là, ça va se compliquer, attention. Enfin, on va essayer de faire simple quand même ; si vous voulez la version complète, c’est ici : Astrid et la filière sodium.
Combustible usé
Les assemblages de combustible (on en parlait plus en détails ici : Cycle #4 La fabrication du combustible), après usage, ça ressemble aux assemblage frais : des gaines, des grilles, des raidisseurs, des ressorts.
Et puis, dans la gaine, la matière nucléaire. Bon, tous ces éléments métalliques structurels et les gaines, c’est contaminé, c’est activé (rendu radioactif par l’irradiation), ça fera (en France) des déchets de Moyenne activité à vie longue (MAVL). On y reviendra.
Et la matière nucléaire, à l’intérieur, de 96% d’uranium 238 et 4% d’uranium 235, c’est devenu :
95% d’uranium (relativement peu irradiant, demi-vie très longue),
1% de plutonium (moyennement irradiant, demi-vies moyenne à longue selon les isotopes),
4% de fragments de la fission, les produits de fission (extrêmement irradiants, demi-vies relativement courtes – quelques siècles – pour la majorité mais longues à très longues pour quelques isotopes).
À l’exception des produits de fission, cette matière est valorisable : le plutonium présente un extrême potentiel énergétique, et l’uranium, moyennant ré-enrichissement, peut être réutilisé. Encore faut-il séparer tout ça.
Et… Dans la plupart des pays nucléaires, rien n’est fait. Après usage, l’assemblage combustible, dans son ensemble, est un déchet. Très radioactif, à longue vie, et merde au potentiel énergétique des 96% de matière valorisable. C’est notamment le cas aux USA.
À l’autre extrémité du spectre, en France, on est leaders dans le traitement/recyclage : Cycle #7 Recyclage, MOx, URT et URE. C’est-à-dire que l’assemblage combustible usé, on va le découper, on va dissoudre la matière nucléaire, et on va avoir deux flux. L’un, solide, est composé des gaines, des embouts, des éléments structurels. On sèche, on compacte, dans un fût et hop -> Déchet MAVL. L’autre, liquide, c’est un jus d’uranium, plutonium et produits de fission.
On va extraire les deux premiers, les séparer, et on se retrouve alors avec trois nouveaux flux.
Le plutonium, qu’on va envoyer dans une usine de recyclage pour refaire du combustible nucléaire,
L’uranium, recyclable, autrefois recyclé, et bientôt à nouveau recyclé,
Et les produits de fission qu’on va sécher, calciner, puis vitrifier : on aura donc les déchets de Haute Activité à Vie longue, HAVL.
Identification des déchets
En France, quand on parle des déchets radioactifs, on sous-entend souvent {MAVL + HAVL}. Ce sont eux qu’on prévoit de stocker en grande profondeur. C’est le projet Cigéo. Les autres déchets sont en quantités bien plus grandes mais bien moins radioactifs et essentiellement à « vie courte », donc on en parle moins. Passons.
Que retenir de tout ça ?
En France, quand on parle de déchets, on parle de ce qui reste après séparation des matières réutilisables. On parle en fait de « déchets ultimes », de résidus pour lesquels il n’existe aucune perspective de réutilisation.
Les réacteurs à neutrons rapides
Et donc, les surgénérateurs dans tout ça ? Ben en fait, le combustible recyclé, qu’il soit au MOX ou à l’uranium ré-enrichi (URE), on ne le traite pas une deuxième fois. On parle de mono-recyclage. Ce sont des limites techniques qu’on peut un peu repousser… Mais il y a quand même des limites. Donc en l’état actuel, le MOX usé, l’URE usé, ils sont destinés à devenir des déchets dans leur intégralité, sans traitement, comme le combustible de base aux USA.
Dans des surgénérateurs, on peut « multi-recycler ». Recycler le MOX et l’URE, encore et encore. Et donc n’avoir à chaque fois que les petits volumes de MAVL et HAVL qui forment des déchets, jamais le combustible dans son intégralité.
Aujourd’hui, c’est le scénario qui fait encore référence en France. Donc le combustible usé (ordinaire, MOX ou URE) n’est pas classifié « déchet » mais bien « matière valorisable ». En conséquence, ce qu’on appelle déchet n’est pas valorisable, même en surgénérateur.
Donc ne croyez pas que ces réacteurs nous libéreraient du souci des déchets.
Ils aident énormément en permettant de valoriser le valorisable, mais tout n’est pas valorisable. Par contre, laissez dire les anglo-saxons : chez eux, tout le combustible est déchet… Et donc les surgénérateurs permettraient bien de réutiliser les déchets. Mais ils auront des déchets résiduels, quoi qu’il en soit.
Si l’on voulait pouvoir brûler nos réacteurs en neutrons rapides… Il faudrait officiellement abandonner ces derniers. Alors, le MOX usé, l’URE usé, l’uranium de retraitement, l’uranium appauvri, le plutonium… sans perspective de recyclage, devraient alors être requalifiés en déchets. Et une fois ceci fait, les réacteurs à neutrons rapides pourraient être qualifiés de solution pour « brûler » ces déchets. Ça vous paraît absurde, comme raisonnement ? Je pense que ça l’est. Mais également que c’est ce dont certains politiciens sont capables.
Dans cet article, dont vous retrouverez la version thread Twitter ci-après, je vous propose une petite rétrospective maison du processus réglementaire et scientifique de la gestion des déchets radioactifs aujourd’hui dédiés au stockage géologique : ceux de haute activité ainsi que ceux de moyenne activité à vie longue. Pourquoi ? Parce que les politiques, décennies après décennie, n’ont eu vocation qu’à repousser la prise de décision, comme vous allez pouvoir le constater, et donc nourrir la fausse idée selon laquelle on ne saurait « pas gérer les déchets radioactifs »…
Bien, bien… J'ai de la lecture pour vous ce soir. Un nouveau #thread sur la gestion des #déchets#radioactifs les plus crachou de la filière #nucléaire…
Si le format vous rebute, je mettrai tout ça sur mon blog dans le courant du week-end.
Le Parlement demande au CEA, au CNRS et à l’ANDRA d’étudier diverses solutions pour gérer au long terme les déchets les plus radioactifs. La feuille de route leur donne 15 ans pour rendre leur copie. On se référera à ce point de départ comme la « Loi Bataille », et Alexis a quelques anecdotes à son sujet.
Les discussion vont bon train, et après deux lectures et une CMP, le projet de loi est adopté le 18 décembre 1991. Elle sera connue sous le nom de Loi Bataille. Et puisqu'on va troller des insoumis, intéressons nous à la discussion au Sénat.https://t.co/uE4PmeREkO
L’article 4 de cette loi est celui qui nous intéresse ici.
« Le Gouvernement adresse chaque année au Parlement un rapport faisant état de l’avancée des recherches sur la gestion des déchets radioactifs à haute activité et à vie longue et des travaux qui sont menés simultanément pour :
la recherche de solutions permettant la transmutation des éléments radioactifs à vie longue présents dans ces déchets ;
l’étude des possibilités de stockage réversible ou irréversible dans les formations géologiques profondes, notamment grâce à la réalisation de laboratoires souterrains ;
Ce rapport fait également état des recherches et des réalisations effectuées à l’étranger.
À l’issue d’une période qui ne pourra excéder quinze ans à compter de la promulgation de la présente loi, le Gouvernement adressera au Parlement un rapport global d’évaluation accompagné d’un projet de loi autorisant, le cas échéant, la création d’un centre de stockage des déchets radioactifs à haute activité et à vie longue et fixant le régime des servitudes et des sujétions afférentes à ce centre.
Le Parlement saisit de ces rapports l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques. »
Ainsi, lors de ce point zéro, il était bien question d’étudier différentes alternatives et, si le stockage géologique devait ressortir comme l’option la plus crédible, se préparer dès 2006 à la création d’un centre de stockage. Notons également qu’il était déjà alors question d’éventuelle réversibilité du stockage géologique.
Toujours 1991
La DSIN, qui deviendra plus tard l’ASN, édicte la « Règle fondamentale de sûreté » (RFS) III.2.f qui définit les objectifs à retenir pour le stockage définitif des déchets radioactifs en formation géologique profonde.
2005
L’ANDRA, l’Agence nationale pour la gestion des matières et déchets radioactifs, remet le « Dossier argile ». Celui-ci prétend aboutir à la conclusion qu’un stockage de déchets radioactifs dans la couche argileuse où le laboratoire est déjà implanté est faisable.
Ce dossier fait l’objet d’une instruction par l’IRSN, l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire. En deux mots, le stockage y est qualifié de « faisable » et le dossier ne présente pas « d’élément rédhibitoire ». Et donc si une décision parlementaire devait être prise en 2006 en faveur du stockage géologique, l’IRSN juge que les données disponibles le justifieraient.
Cet avis de l’IRSN est alors présenté au « Groupe permanent d’experts de l’ASN pour les installations destinées au stockage à long terme des déchets radioactifs. » Ce groupe conclut :
Des résultats majeurs relatifs à la faisabilité et à la sûreté d’un stockage ont été acquis.
2006
Tous les experts ont rendu leur avis sur le stockage géologique. À l’Autorité de sûreté nucléaire, l’ASN, de trancher. Puis viendra le tour pour le Gouvernement et le Parlement de se décider.
L’ASN considère que le stockage en formation géologique profonde est une solution de gestion définitive qui apparaît incontournable.
C’est sans ambiguïté et un appel du pied explicite au Parlement.
Lequel, toujours en 2006, trouve malgré tout que ces quinze années sont passées drôlement vite, et que l’on ne serait toujours pas en mesure de décider. La décision est repoussée à 2012, et les études et recherches vont pouvoir continuer. L’ANDRA prend notamment alors en charge les recherches sur l’entreposage de longue durée.
En 2006, et ben on se rend compte qu'on n'a pas de quoi prendre une décision définitive, donc est repartie pour quelques années de recherche, comme le dit l'article 3 de la la loi 2006-739https://t.co/wSlJpQgqpj
L’article 3 de la loi 2006-739 du 28 juin 2006 propose d’approfondir toujours les trois mêmes axes de recherche :
« La séparation et la transmutation des éléments radioactifs à vie longue. Les études et recherches correspondantes sont conduites en relation avec celles menées sur les nouvelles générations de réacteurs nucléaires […] afin de disposer, en 2012, d’une évaluation des perspectives industrielles de ces filières et de mettre en exploitation un prototype d’installation avant le 31 décembre 2020 ;
Le stockage réversible en couche géologique profonde. Les études et recherches correspondantes sont conduites en vue de choisir un site et de concevoir un centre de stockage de sorte que, au vu des résultats des études conduites, la demande de son autorisation […] puisse être instruite en 2015 et, sous reserve de cette autorisation, le centre mis en exploitation en 2025 ;
L’entreposage. Les études et recherches correspondantes sont conduites en vue, au plus tard en 2015, de créer de nouvelles installations d’entreposage ou de modifier des installations existantes, pour répondre aux besoins, notamment en termes de capacité et de durée […]. »
Que voit-on ? Que l’on repart pour un tour, déjà, sur avis du Parlement, contre celui de l’Autorité de sûreté, n’en déplaise à ceux qui crient à la technocratie ou à l’absence de démocratique en la matière. L’on voit aussi apparu que le stockage doit à présent être réversible. Et on note des dates qui, vues de 2022, nous font bien rire : un prototype d’installation de séparation ou transmutation avant fin 2020 quand Astrid a été abandonné en 2019, ou une demande d’autorisation de création de Cigéo en 2015 quand on l’attend pour 2023 ou 2024…
2008
La RFS III.2.f est abrogée par l’ASN qui la remplace par un « guide », le premier guide de l’ASN, sur le stockage définitif des déchets radioactifs en formation géologique profonde.
2009
L’ANDRA présente un rapport d’étape sur Cigéo, marquant le passage d’une phase de faisabilité à une phase d’avant-projet.
2010
Le CEA, alors encore Commissariat à l’énergie atomique, présente un rapport d’étape sur l’évaluation technico-économique des perspectives industrielles des filières de séparation et transmutation des substances radioactives à vies longues.
2012
Sur cette base, l’IRSN rend un avis sur la séparation/transmutation. L’institut y déclare que la faisabilité n’est « pas acquise » et que les gains espérés, y compris en termes de sûreté, « n’apparaissent pas décisifs. »
L’ANDRA est également à l’heure au rendez-vous et livre son bilan des études et des recherches sur l’entreposage et conclut que cette solution constitue un soutien au stockage géologique plus qu’une alternative.
2013
L’ASN s’appuie sur les deux rapports du CEA et sur l’avis de l’IRSN et conclut sur la transmutation : cette option ne devra pas être « un critère déterminant pour le choix des technologies examinées ».
Côté État, on se lance dans un débat public avant de trancher, et c’est de manière assez prévisible, l’option du stockage géologique qui en ressort.
A l'issue des ces travaux, la solution proposée est le stockage en couches géologiques profondes. Cette solution est proposée lors d'un débat public en 2013, et vous pouvez trouver les documents correspondant ici :https://t.co/r8WfuJZ14E
Forte fut la procrastination, mais cette année-là, le Parlement, et à une très grande majorité, vote l’adoption du stockage géologique comme solution de référence.
La loi 2016-1015 du 25 juillet 2016 précise « les modalités de création d’une installation de stockage réversible en couche géologique profonde des déchets radioactifs de haute et moyenne activité à vie longue ».
La même année, l’ANDRA dépose auprès de l’IRSN, pour instruction, les deux Dossiers d’options de sûreté (DOS) de Cigéo, pour les phases d’exploitation et post-fermeture.
L’ANDRA saisit également l’Agence internationale de l’énergie atomique, l’AIEA, pour demander une revue internationale sur les DOS. Celle-ci rendra rapidement ses conclusions : projet robuste, méthode adaptée. La revue internationale suggèrera des thématiques à investiguer davantage.
Le contenu du DOS et les discussions engagées au cours de la mission ont donné à l’équipe de revue une assurance raisonnable quant à la robustesse du concept de stockage. Constatant que, dans de nombreux domaines, la recherche est toujours en cours pour la démonstration ou la confirmation de la sûreté, l’ERI a identifié quelques domaines supplémentaires qu’il serait utile d’approfondir, afin de renforcer la confiance existante dans la démonstration de sûreté : production et transport des gaz, description du vieillissement des composants du centre de stockage au cours de la période d’exploitation, incertitudes liées au temps de resaturation des alvéoles de stockage et effet sur la dégradation des colis de déchets, rôle des microbes et formation potentielle de biofilms au cours de la période d’exploitation, et conséquences des défaillances non détectées.
À son tour, l’IRSN rend la sentence de ses experts sur le DOS. Le projet fait état d’une « maturité technique satisfaisante au stade du DOS », mais il demeure des points durs. En particulier, la démonstration de maîtrise du risque d’incendie pour une certaine une famille de déchets de moyenne activité est insatisfaisante. Si cela n’est pas rédhibitoire pour l’avancement du projet Cigéo, pour ces déchets, pas de stockage possible en l’état, les études doivent continuer. Soit en vue d’une amélioration de la démonstration de sûreté, soit en vue d’un reconditionnement des déchets pour neutraliser leur réactivité chimique.
Les Groupes permanents d’experts de l’ASN pour les installations destinées au stockage à long terme des déchets radioactifs et pour les laboratoires et usines du cycle vont dans le même sens que l’IRSN :
En conclusion, les groupes permanents estiment que le DOS transmis par l’ANDRA montre que les options de sûreté de Cigéo sont dans l’ensemble satisfaisantes, hormis le cas particulier des bitumes. Sur cette base et compte tenu des engagements pris par l’ANDRA, une démonstration probante de la sûreté du projet de stockage devrait pouvoir être présentée dans le dossier de demande d’autorisation de création correspondant, sous réserve d’un traitement satisfaisant des points soulevés dans le présent avis, dont certains pourraient nécessiter des modifications d’éléments de conception.
2018
L’ASN rend son avis sur le DOS et le soumet à consultation du public. Bilan : « maturité satisfaisante » à ce stade. L’ASN reprend certaines recommandations précédemment émises pour les étapes futures (lesquelles seront la Déclaration d’utilité publique, attendue en 2022, et le Décret d’autorisation de création, dont la demande est prévue pour 2023 ou 2024).
La même année, une commission d’enquête parlementaire sur la sûreté et la sécurité des installations nucléaires soumet un rapport qui préconise de « poursuivre l’étude de la solution de l’entreposage de longue durée en subsurface comme alternative éventuelle au stockage géologique. » Et ce en dépit de tous les acquis précédents contestant la pertinence de l’entreposage comme alternative, motivé par les seules postures de militants antinucléaires.
2019
La députée LREM Émilie Cariou, rapporteure du débat public susmentionné, propose l’entreposage comme alternative au stockage géologique. En tirant, là encore, un trait sur les travaux scientifiques et parlementaires depuis 1991.
La même année, la Commission nationale du débat public, dans le cadre du débat public sur le PNGMDR 2019-2021, demande à l’IRSN une revue bibliographique des recherches internationales sur les alternatives au stockage géologique. L’IRSN répond à cette demande, j’en parlais dans cette série d’articles. Je résumais ainsi l’avis IRSN :
Arrêter de produire des déchets ainsi que l’entreposage en (sub)surface ne sont pas retenus car, par essence, ils ne sont pas des alternatives au stockage géologique.
De même pour la séparation-transmutation, qui est au mieux un complément, pas une alternative.
L’immersion et le stockage dans les glaces polaires ont des limites techniques sérieuses et, surtout, des verrous politiques et éthiques.
L’envoi dans l’espace est une catastrophe en termes de sûreté et de coût.
Le stockage en forage a un potentiel très intéressant pour certains déchets, plus discutable pour d’autres mais sans problème majeur.
La Commission d’enquête sur la demande de reconnaissance d’utilité publique du projet Cigéo rend son rapport. En résumé :
La commission d’enquête considère que le projet est à la fois opportun, pertinent et robuste au regard des textes réglementaires qui stipulent un stockage des déchets en couche géologique profonde sur un site disposant d’un laboratoire souterrain.
Au terme de ce bilan entre d’une part le risque, et d’autre part les mesures de précaution la commission d’enquête estime la proportionnalité acquise et pertinente.
La commission d’enquête émet un AVIS FAVORABLE à la Déclaration d’Utilité Publique du projet de centre de stockage en couche géologique profonde des déchets de haute et moyenne activité à vie longue (Cigéo), assorti de CINQ recommandations ci-après.
Les cinq recommandations sont les suivantes ;
D’établir un échéancier prudent des aménagements préalables dans l’occurrence de l’obtention des autorisations ;
De veiller à une insertion paysagère harmonieuse avec le paysage rural ;
De procéder à un défrichement progressif du bois Lejuc, aux seuls besoins de la DRAC afin de préserver au maximum la biodiversité ;
De maintenir un écran visuel sur la partie sud pour préserver les vues depuis les villages environnants ;
De compléter la communication envers le public de son territoire proche et l’adapter en fonction de la phase opérationnelle de Cigéo, tout en reconnaissant l’importance de la communication déjà réalisée par le maître d’ouvrage.
Toutefois, en parallèle, la Banque publique d’investissement (BPI) lance un appel à projets appelant à chercher des solutions alternatives au stockage géologique profond.
Conclusion
Ce thread débute en 1991. La décision devait être prise en 2006. Elle a été repoussée jusqu’en 2016, pour des raisons… Variables, souvent politiques. Depuis, toutes les étapes ont conforté la décision faite alors. Et pourtant, 30 ans après la loi de 1991, 15 ans après la loi de 2006, on n’a pas encore mis le premier coup de pelle pour Cigéo. On repousse…
Et surtout, les décideurs (ça te va, les décideurs ?) font énormément d’efforts… Pour ne pas décider ni devoir décider, pour revenir en arrière, remettre en question les décisions et acquis précédents, essayer encore et encore de nous faire repartir vers 1991.
C’est pour cela qu’il est encore si facile de clamer « on sait pas quoi faire des déchets » ! Si, on sait quoi faire, depuis 15 ans, et chaque jour depuis, on sait un peu mieux. Mais on procrastine. Les opposants n’ont évidemment pas intérêt à encourager la prise de décision. Les élus… Pareil. Le statu quo est confortable, devoir s’engager sur un tel sujet est terrifiant. Chacun lègue à la « génération » (électorale) future.
Et encore, ma chronologie est ultra franco-centrée ! Mais la démarche parallèle a lieu dans des tas de pays, et les résultats sont cohérents !
Dans ce thread ci-dessous, je décortiquais un rapport de l’Agence pour l’énergie nucléaire de l’OCDE. Son joli nom : Management and Disposal of High-Level Radioactive Waste : Global Progress and Solutions.
J'ai attaqué la lecture de ce document de la #nuclear Energy Agency @OECD_NEA de l'OCDE. Daté de cette année, il fait un état des lieux scientifique, technologique et politique des solutions de gestion des #déchets hautement radioactifs et du combustible #nucléaire usé.#thread
Les optimistes me rétorqueront que la recherche sur les alternatives est nécessaire pour justifier de l’intérêt de la réversibilité du stockage géologique, et pour l’acceptation par les politiques et le public, et qu’elles n’empêchent pas le projet d’avancer. En effet, l’idée d’avoir un stockage réversible pendant environ un siècle est de pouvoir changer d’avis si une alternative émergeait d’ici là. Donc, évidemment, il faut chercher des alternatives, quand bien même sait-on qu’il n’y a rien à espérer qui remettrait en question la pertinence du choix du stockage géologique.
J’espère seulement qu’effectivement, ces errements ne freineront pas à nouveau le projet, et que les différentes formations politiques au pouvoir se garderont de nous renvoyer sans cesse en 1991 à vouloir étudier les alternatives, encore et encore, avant de prendre une décision.
Les clés pour décider, on les a déjà. L’enquête pour la DUP de Cigéo est bouclée et, d’ici deux ou trois ans viendra celle pour le Décret d’autorisation de création. Le moment ultime de prendre cette lourde décision.
Le processus accompagnera le mandat du Président élu en 2022 et le Décret d’autorisation de création pourrait être prêt en toute fin de mandat, donc à la veille d’une échéance électorale. Que faut-il attendre ? En tout cas, je pense que ce thread le montre assez bien, il n’y aura, sauf révélation majeure, aucune raison d’encore procrastiner. Alors, que fera-t-on ?
Je vous laisse entre les mains du Président de l’ASN. Parce qu’il a l’intelligence d’être d’accord avec moi.
(Joke, hein)
DECHETS : A propos du Plan National de Gestion des Matières et Déchets Radioactifs (PNGMDR) : l'ASN souligne qu'il faut vraiment prendre des décisions. On a les solutions, mais on ne les met pas en œuvre. La tendance est à la « procrastination »… pic.twitter.com/UaP33y1syc
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