Campus IA et RTE ont annoncé la signature d’un contrat de raccordement accéléré au réseau électrique pour l’implantation d’un campus d’infrastructures numériques à Fouju, en Seine-et-Marne. Cet accord stratégique prévoit la mise à disposition d’une puissance électrique exceptionnelle : un premier palier de 240 MW dès fin 2027, suivi d’un second de 700 MW avant fin 2029, avec une capacité maximale pouvant atteindre 1 400 MW à terme.

Ce projet porté par un consortium réunissant MGX, Bpifrance, Mistral AI et NVIDIA, ambitionne de faire de la France le fer de lance des infrastructures d’intelligence artificielle en Europe. Campus IA se veut le premier campus européen entièrement dédié aux infrastructures de calcul haute performance et aux services liés à l’IA, avec en toile de fond, la souveraineté numérique.

L’accord marque une première historique pour RTE avec l’activation de la procédure de raccordement « Fast track », annoncée lors du sommet pour l’action sur l’intelligence artificielle de février 2025 et validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au printemps. Cette procédure exceptionnelle, réservée à un nombre limité de sites stratégiques, permet d’accélérer le déploiement d’installations nécessitant une puissance électrique considérable. C’est le cas du projet Campus IA, qui pourrait atteindre un maximum de 1 400 MW, soit l’équivalent d’un réacteur nucléaire.

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Après s’être lancé dans l’éolien offshore, Samsung étend désormais ses ambitions au nucléaire flottant. Le groupe sud-coréen travaille sur une nouvelle plateforme maritime dédiée aux petits réacteurs modulaires (SMR), un projet qui vient de franchir une grande étape avec l’obtention d’une importante approbation.

Et si l’avenir du nucléaire passait par les océans ? De plus en plus de pays s’intéressent désormais au développement de centrales nucléaires en mer. Ces installations flottantes offrent plusieurs atouts : elles peuvent alimenter en électricité des zones côtières, des territoires insulaires ou des régions isolées, mais aussi répondre aux besoins énergétiques de sites industriels offshore. Pilotables et bas-carbone, elles constituent également une source de chaleur industrielle, notamment pour des projets tels que le dessalement de l’eau de mer ou la production d’hydrogène.

Dans ce contexte, un nouveau marché est ainsi en train d’émerger. Et Samsung, à travers sa filiale Samsung heavy industries (SHI), entend s’y positionner comme un futur grand acteur. L’entreprise a développé une plateforme flottante capable d’accueillir deux réacteurs modulaires appelés SMART100, conçus par l’Institut coréen de recherche sur l’énergie atomique (KAERI). Encore très loin de la commercialisation, le projet semble en bonne voie. Ce début d’année, la technologie a reçu une approbation de principe de l’American bureau of shipping, une société de classification maritime qualifiée dans la certification des navires, des plateformes offshore ou des unités flottantes.

À quoi sert une approbation de principe ?

Cette approbation ne vaut toutefois ni autorisation de construction ni feu vert pour l’exploitation. Elle valide plutôt la faisabilité globale du concept. Concrètement, elle confirme que la solution proposée est techniquement cohérente et qu’elle peut, en théorie, être développée dans le respect des exigences de sûreté et de conception en vigueur. Ce document permettra de crédibiliser la démarche de Samsung auprès de ses futurs partenaires industriels, des investisseurs et des autorités de régulation.

Plusieurs étapes réglementaires restent encore à franchir avant toute mise en chantier. Une fois ces autorisations obtenues, SHI, en tant que concepteur de la structure flottante, sera chargé de développer le système de confinement à barrières multiples et d’assurer l’intégration des réacteurs au sein de la plateforme. KAERI, de son côté, fournit la technologie nucléaire. Les réacteurs SMART100 affichent une puissance thermique de 365 MW et une puissance électrique de 110 MW chacun.

Une plateforme flexible

Dans une optique de commercialisation, Samsung a misé sur la flexibilité. La plateforme a été pensée pour pouvoir accueillir différents modèles de réacteurs nucléaires, et pas uniquement le SMART100. Cette adaptabilité est assurée grâce à une architecture compartimentée, où chaque fonction (réacteur, production d’électricité, systèmes de sûreté) est isolée dans un module dédié. En pratique, seul le compartiment abritant le réacteur doit être modifié pour intégrer un autre SMR, le reste de la plateforme restant inchangé.

Reste maintenant à savoir si ces fameux SMR flottants parviendront à franchir les obstacles réglementaires et économiques pour passer du stade du concept à celui d’une solution industrielle à grande échelle.

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La Cour des comptes regrette que la géothermie ne représente que quelques miettes du mix énergétique et donne ses préconisations.

La géothermie coche toutes les cases de la transition énergétique : locale, renouvelable, décarbonée et disponible en continu. Pourtant, elle ne représente encore qu’un pourcent de la consommation finale de chaleur en France et 5,5 % de la production thermique des réseaux en 2023. C’est le constat sévère de la Cour des comptes dans son rapport publié le 13 janvier. Selon les Sages de la rue Cambon, les aides publiques ne suffisent pas, en l’état, à lever les freins structurels qui empêchent la filière de décoller.

La géothermie profonde privilégiée

La géothermie de surface, une technique d’exploitation du sous-sol jusqu’à 200 m pour produire chaleur et froid, reste marginale même dans le logement collectif. Ses performances énergétiques et environnementales sont louables mais le triplement de sa production d’ici 2035 apparaît « peu réaliste » sans simplification des règles et sécurisation juridique des investissements, juge la Cour.

La géothermie profonde, elle qui alimente les réseaux de chaleur urbains, est considérée par la Cour comme technologiquement mature et compétitive. Pourtant, ses coûts initiaux (un Capex jusqu’à 16 millions d’euros par projet) et l’incertitude sur la ressource géologique la ralentissent. Les délais administratifs sont souvent longs et compliqués par des décisions récentes du Conseil d’État.

Pour relancer la filière, la Cour préconise plusieurs actions.  Repenser les aides financières, clarifier la couverture des risques liés aux forages et renforcer la connaissance du sous-sol. Elle recommande aussi de mobiliser des innovations déjà matures : boucles d’eau tempérée, stockage thermique souterrain, valorisation des saumures et extension des réseaux de chaleur au froid. Ces leviers permettraient d’améliorer la rentabilité des projets et l’efficacité des soutiens publics.

Dans les territoires ultramarins, un gisement très intéressant

Et même si la géothermie est quasi inexistante en métropole, c’est ultra-stratégique pour les territoires ultramarins. En Guadeloupe et à La Réunion, les centrales produisent déjà de l’électricité décarbonée à faible coût. La Cour souligne la nécessité d’adapter la couverture du risque de forage outre-mer pour exploiter pleinement ce potentiel.

Dans sa réponse à la Cour de Comptes, la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) reconnaît les constats, on peut dire alarmants, du rapport sur la géothermie tout en présentant, quand même, les mesures déjà engagées pour lever les freins à son développement. Le plan d’action national géothermie, lancé en 2023, pour renforcer les capacités de forage, l’adaptation du cadre réglementaire, le soutien des porteurs de projets et la promotion de la géothermie outre-mer et à l’export, voilà quelques exemples.

La DGEC tient à souligner que certaines recommandations de la Cour sont déjà mises en œuvre, notamment le relèvement à 2 MW du seuil de minime importance, le réaménagement du fonds de garantie et la révision du dispositif de couverture du risque de forage.

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Veolia affirme que l’Europe a un gisement énergétique à exploiter à partir des déchets. Nous serions assis sur une montagne de déchets équivalente à la production nucléaire mondiale.

Lors d’une conférence organisée par l’Association des journalistes de l’énergie, Estelle Brachlianoff, CEO de Veolia, a voulu marquer les esprits avec cette affirmation : l’Union européenne disposerait d’un potentiel théorique de 400 gigawatts (GW) d’énergie de récupération — chaleur des eaux usées, incinération de déchets non recyclables, biogaz, chaleur fatale industrielle. Pour montrer l’ampleur du gisement encore inexploité dans l’économie circulaire européenne, elle compare cette puissance à la puissance nucléaire installée mondiale.

C’est bien sûr le gisement le plus large considéré. Il ne se cantonne pas aux seules unités d’incinération classiques, il y a d’autres formes d’énergie de récupération.

Sur son site, Veolia détaille ces autres procédés moins connus : transformation des déchets ménagers en électricité et en chaleur, valorisation du biogaz issu des installations de stockage et des boues d’épuration, production et valorisation des combustibles solides de récupération (CSR) et conversion de ces flux en chaleur utile pour des réseaux de chauffage urbain ou des process industriels.

Des « boucles locales d’énergie décarbonante »

C’est un argument vertueux qu’avance Véolia : se passer d’énergies fossiles en valorisant l’énergie sinon perdue sous forme de « boucles locales d’énergie décarbonante » qui peuvent réduire le rythme des émissions de gaz à effet de serre.

Pour mesurer ce potentiel, il faut distinguer capacités installées et production effective annuelle. Les 400 GW évoqués par Mme. Brachlianoff représentent une capacité maximale théorique, pas une production garantie. Par exemple, la valorisation du biogaz issu de déchets enfouis génère, selon elle, plusieurs centaines de milliers de MWh par an.

Un exemple déjà en service en France

Il existe des exemples comme en Gironde, où le Pôle d’écologie industrielle de Lapouyade, opéré par Veolia, est devenu un site de valorisation énergétique en France. Depuis 2015, il convertit des déchets locaux non recyclables en biogaz et injecte environ 45 000 mégawattheures (MWh/an) d’électricité dans le réseau, c’est l’équivalent de la consommation électrique de plus de 20 000 habitants, tout en produisant de la chaleur pour des serres agricoles.

Ce site ne se contente plus de produire de l’énergie : il participe désormais à la flexibilité du réseau électrique national, en modulant sa production en temps réel selon les besoins du gestionnaire de réseau, et il est rémunéré pour cela.

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