Grand-messe du nucléaire civil mondial, la nouvelle édition du World Nuclear Exhibition, qui se tient du 4 au 6 novembre près de Paris, porte sur la production électronucléaire, mais pas seulement. Cette année, d’autres applications comme la production de chaleur sont mises à l’honneur.

Pendant longtemps considéré comme une source d’énergie polluante et contraire aux politiques environnementales, le nucléaire bénéficie d’un revirement de situation record, en témoigne le discours du ministre de l’Économie Roland Lescure, à l’ouverture de la sixième édition de la World Nuclear Exhibition. Ce dernier a ainsi déclaré : « Ici, nous sommes tous amis du nucléaire – et donc amis de la planète ». D’ailleurs, il faut reconnaître que malgré des défauts importants, en particulier en matière de sûreté et de gestion des déchets, le nucléaire affiche de sérieux arguments pour décarboner la production électrique.

Et pour faciliter le déploiement de l’énergie nucléaire, les projets de SMR continuent de se multiplier. Ils représentent une grande partie des projets dévoilés lors de l’évènement.

Décarboner le mix électrique, mais pas seulement

Mais la particularité de cette édition 2025 réside plutôt dans le lancement d’un nouvel espace dédié aux applications du nucléaire civil qui dépassent la production d’électricité. Vingt projets internationaux sont présentés dans des domaines aussi variés que la médecine nucléaire, l’agriculture, l’exploration spatiale, ou encore l’hydrogène décarboné et la production de chaleur.

On y retrouve des projets de SMR destinés spécifiquement à la production de chaleur comme le CAL-30, un réacteur à eau légère calogène, conçu par Calogena, développant jusqu’à 30 MWth, ou le LDR-50, un réacteur conçu par le Finlandais Steady Energy. D’une puissance de 50 MWth, il se destine à l’alimentation de réseaux de chaleur et de sites industriels.

On y découvre également des projets de dessalement nucléaire par SMR. Au Moyen-Orient, de nombreux pays s’y intéressent. C’est le cas du Koweït, de la Jordanie, de l’Arabie saoudite ou encore de l’Égypte.

L’Europe peine à s’imposer dans ce renouveau du nucléaire

Cette World Nuclear Exhibition se tient dans un contexte mondial où la Russie et la Chine restent les moteurs du nucléaire dans le monde. Alors que la Russie s’impose toujours comme le pays qui exporte le plus sa technologie et son savoir-faire, la Chine avance à un rythme insoutenable pour le reste du monde.

De leur côté, les USA continuent d’accélérer en misant énormément sur les SMR, et des bruits d’alliance avec la Corée du Sud et le Japon s’intensifient. Pour l’Europe, le nucléaire constitue une opportunité importante pour gagner en souveraineté énergétique, à condition de ne pas rater le train en marche. Pour y parvenir, elle nécessitera vraisemblablement une France forte, capable de mener cette dynamique européenne.

L’article Au World Nuclear Exhibition de Paris, l’atome veut dépasser la simple production d’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le thorium est susceptible de remplacer l’uranium dans les réacteurs nucléaires de prochaine génération. Un concept qui n’a rien de neuf, mais qui n’avait pas encore été démontré du point de vue technologique. En Chine, c’est dorénavant chose faite.

L’Académie des sciences de Shanghai, par le biais de son Institut de physique appliquée (SINAP), vient de l’annoncer : elle a réussi à convertir du thorium en uranium. Cette transmutation, qui vise à produire du combustible nucléaire à partir de thorium, a été réalisée dans le tout nouveau réacteur TSMR (Thorium molten salt reactor). Ce dernier, situé dans le désert de Gobi, a en effet atteint le 17 juin 2024 sa pleine puissance, à savoir 2 MWth.

La technologie du TSMR est celle des réacteurs à sels fondus (RSF), un des concepts retenus pour la génération IV. Dans ce concept, le combustible nucléaire n’est pas disposé dans le cœur sous forme solide comme dans les réacteurs à eau pressurisée (REP), mais bien sous forme liquide, dissous dans un sel de fluor, de lithium et de béryllium (FLiBe) porté à environ 630 °C.

Le RSF est aujourd’hui le concept favori pour la production d’énergie à partir du thorium. Ce dernier, en effet, nécessite des conditions bien particulières, car il n’est pas utilisable directement en tant que combustible nucléaire : il doit être transformé au préalable en uranium, et ce au sein du réacteur (principe de surgénération). Or la Chine est particulièrement intéressée par le thorium.

La Chine dispose de gigantesques gisements de thorium

S’il était besoin de démontrer cet intérêt, citons cet inventaire national du thorium que les autorités chinoises ont publié en 2025. Il montre une ressource proprement colossale : la seule exploitation des déchets miniers issus de l’extraction des terres rares pourrait représenter plusieurs dizaines de milliers d’années de consommation pour la Chine. Dans un tel contexte, il va de soi que la démonstration de l’utilisabilité d’un tel gisement devient cruciale.

Avec cette expérimentation, la Chine signe une première mondiale et démontre la viabilité du concept de surgénération au thorium dans un réacteur à sels fondus. Confirmant ainsi la décision chinoise de déployer cette filière sur le long terme. Un projet pilote de 10 MWth est en effet en construction depuis début 2025, et le démarrage de réacteurs à l’échelle industrielle est prévu à l’horizon 2030.

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Lors du Shanghai Fashion Event en Chine, Mercedes-Benz a dévoilé un nouveau prototype de véhicule inspiré des modèles des années 1930, arborant un long capot digne d’une bande dessinée. Mais ce n’est pas sur le design que nous nous attarderons. Un autre aspect nous intéresse davantage : son fonctionnement solaire.

De plus en plus de constructeurs automobiles travaillent sur des modèles capables de produire et d’utiliser leur propre énergie solaire, afin de réduire la dépendance aux bornes de recharge. Ces véhicules sont souvent reconnaissables à leurs panneaux solaires visibles sur la carrosserie, parfois même au détriment de leur esthétique.

Mais le dernier-né de Mercedes-Benz, baptisé Vision Iconic, lui, dissimule parfaitement son fonctionnement solaire. Pour cause : la marque a misé sur une peinture photovoltaïque appliquée en une couche ultrafine de seulement 5 micromètres sur l’ensemble de la carrosserie. Dévoilée pour la première fois fin 2024, cette peinture a été développée par Mercedes-Benz.

Selon le constructeur, la peinture ne contient ni silicium ni terres rares, et afficherait un rendement étonnamment remarquable de 20 %, non loin des panneaux photovoltaïques classiques. Par ailleurs, le constructeur n’a pas précisé le type de semi-conducteur utilisé, mais de nombreux observateurs soupçonnent de la pérovskite, compte tenu de ce rendement particulièrement élevé.

12 000 km par an ?

Dès la présentation de sa peinture solaire, Mercedes avait précisé qu’appliquée sur une surface de 11 m² (l’équivalent d’un SUV moyen), sa technologie permettrait de parcourir environ 12 000 km par an grâce à l’énergie solaire. Et ce chiffre pourrait grimper selon les conditions locales (ensoleillement, météo, ou position géographique).

Dans des régions très ensoleillées comme la Californie, Mercedes estime que la peinture solaire pourrait couvrir jusqu’à 100 % des trajets quotidiens d’un conducteur moyen. Mieux encore : le véhicule pourrait produire un excédent d’énergie, réinjectable dans le réseau domestique via un système de recharge bidirectionnelle. Reste à savoir si le Vision Iconic relèvera ce pari qui semble bien audacieux, voire peut-être même un peu trop.

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EDF ne veut plus jouer les bons samaritains. Habitué aux projets renouvelables peu rentables, l’électricien français ne veut plus se laisser faire et cherche à revoir les conditions financières du parc Centre Manche 1. Ce dernier affiche le tarif de revente le plus faible de France pour un projet éolien offshore. 

La météo est toujours aussi capricieuse, pour l’éolien offshore. Cette fois, c’est au tour du projet Centre Manche 1 de prendre la grêle. Attribué en mars 2023 à un consortium composé d’EDF Renouvelables et Maple Power, le parc est censé être mis en service en 2032, et produire environ 4,5 TWh d’électricité par an grâce à une puissance totale de 1 GW.

Néanmoins, EDF Renouvelables, qui aurait déjà investi plus de 100 millions d’euros dans le projet, souhaiterait une modification des conditions du projet auprès du gouvernement français. Principal problème : un tarif de revente trop bas, qui rend le projet non rentable dans les conditions actuelles. Et pour cause, depuis 2 ans, les coûts de l’éolien offshore ont grandement augmenté, la faute à une inflation du prix des matériaux, et une hausse de coûts logistiques. On constate également de nombreuses tensions d’approvisionnement à l’échelle mondiale.

Pour ne rien arranger, Maple Power aurait fait part à EDF de sa volonté de se désengager du projet.

Le tarif de revente, fixé à 44,90€/MWh, parait bien faible, quand on le compare à son voisin direct Centre Manche 2. Celui-ci, attribué à Total Énergies et RWE il y a quelques mois, affiche un prix de revente de 66€/MWh.

Une alliance entre EDF et Total Énergies pour sauver les deux parcs Centre Manche ?

Malgré ce tarif de revente plus élevé, RWE a tout de même décidé de quitter le navire, laissant Total Énergies seul à la barre du projet de 1,5 GW et de 4,5 milliards d’euros d’investissement. Ce dernier a toutefois indiqué sa volonté de s’associer avec EDF pour mener à bien le projet. Pour EDF, réaliser les deux parcs Centre Manche pourrait être une solution pertinente pour mutualiser certains coûts et optimiser la rentabilité. Pour les mêmes raisons, Total Énergies pourrait logiquement rejoindre EDF pour la réalisation de Centre Manche 1.

Selon les Echos, dans les circonstances actuelles, EDF n’envisage pas d’abandonner le projet Centre Manche 1, mais ne peut pas prendre de décision finale d’investissement non plus. EDF a environ un an pour restructurer le consortium Éoliennes en Mer Manche Normandie.  Pour le moment, l’objectif de mise en service des deux parcs est maintenu aux environs de 2032.

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Parmi les énergies renouvelables, nous connaissons bien l’énergie éolienne, qui convertit le vent, c’est-à-dire le mouvement de l’air, en électricité, ou encore l’énergie hydraulique, qui exploite le déplacement des cours d’eau. L’énergie photovoltaïque couvre également nos colonnes, et elle a pour principe de transformer l’énergie lumineuse du Soleil en électricité. Mais connaissiez-vous l’hydrovoltaïsme ?

Notre atmosphère contient une petite quantité de vapeur d’eau, de l’ordre de quelques grammes par mètre-cube d’air, qui, lorsqu’elle se condense, produit les nuages et les précipitations. Un mécanisme qui alimente, par le cycle d’évaporation-précipitation de l’eau, une majeure partie des cycles naturels de notre planète. Il s’avère que des chercheurs de différentes institutions scientifiques de Chine et de Singapour auraient trouvé un moyen d’utiliser ce processus pour produire directement de l’électricité. Et ils ont publiés leurs résultats dans la revue Nano de l’American Chemical Society (ACS), dans un article accessible en source ouverte.

Lorsque l’eau s’évapore, elle produit un refroidissement, et c’est par ce mécanisme que notre corps régule sa température interne par la transpiration. Il est donc possible, en concevant un système judicieusement, de produire une différence de température entre deux faces de ce même système : une face chaude à la température de l’air, et une face froide où se produit l’évaporation de l’eau. Cette différence de température peut ensuite être exploitée pour produire de l’électricité à l’aide d’un système thermoélectrique ; ces derniers systèmes exploitent un phénomène bien connu : l’effet Seebeck, qui se caractérise par l’apparition d’une tension à la jonction d’un couple de matériaux portés à des températures différentes.

Un revêtement innovant pour favoriser l’évaporation

Et c’est précisément à ce résultat que sont parvenus les chercheurs asiatiques. Ils ont construit un système thermoélectrique dont le radiateur en aluminium a été revêtu de graphite poreux, de façon à améliorer sa surface de contact avec l’eau – caractéristique appelée sa mouillabilité. Au cours de leurs expériences, ils sont parvenus à maintenir une différence de température constante de 6°C au travers du système, permettant de produire 2,72 mW pendant 30 minutes. Soit environ 4,2 W/m², pulvérisant les records précédents pour ce type de système.

Ces résultats pourraient apparaître bien peu importants en termes quantitatifs, mais les perspectives ne sont pas dénuées d’intérêt : elles permettent en effet d’envisager des systèmes électroniques qui tirent leur énergie directement de leur environnement, sans nécessiter d’alimentation, d’exposition au Soleil, ou encore de recharge de batteries. Les applications sont importantes, en premier lieu par exemple pour des capteurs ou des objets connectés totalement autonomes – les fameux « wearables », comme les montres ou les senseurs médicaux.

Transformer directement l’humidité de l’air en électricité ? C’est bien ce que semble promettre l’ère de l’hydrovoltaïsme.

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Le marché des objets connectés représente déjà plus de mille milliards de dollars annuels, et il connaît une croissance exponentielle. Or, ces objets, il faut bien les alimenter en électricité. Et cela laisse craindre une explosion du nombre de piles et de batteries nécessaires pour alimenter ceux qui ne peuvent être connectés au réseau électrique. Mais cette startup française a une solution, dont elle vient de lancer l’industrialisation.

Dracula Technologies a été fondée en 2012 à Vienne, dans la Drôme. Depuis lors, elle peaufine une technologie dont elle s’est faite une spécialité : les cellules photovoltaïques performantes même en conditions de faible luminosité. La finalité est bien de pouvoir alimenter des objets connectés à partir de la lumière ambiante, même sous éclairage artificiel (par exemple LED), et sans qu’il soit besoin d’exposer les cellules directement au Soleil.

La technologie est basée sur un matériau organique dans laquelle les différentes couches actives, nécessaires à produire l’effet photovoltaïques, sont déposées à l’aide d’encres spéciales permettant de constituer des couches minces. Il s’agit bien d’un procédé d’impression à jet d’encre – similaire dans son principe à celui des imprimantes de bureau. Et ce procédé permet de fabriquer des cellules photovoltaïques de toute taille et de toute forme, à la demande en fonction des besoins du client.

Techniquement, il s’agit de cellules bifaciales qui peuvent collecter la lumière par leurs deux faces. Les cellules sont minces (0,3 mm) et leur poids est faible (0,04 g/cm²). Elles ont une durée de vie de 10 ans en intérieur, selon le fabricant, et sont encapsulées de façon à les préserver de l’eau et de l’oxygène. Et leur prix serait suffisamment faible pour leur permettre d’être compétitives avec les piles ou les batteries.

Une invention qui surfe sur la vague de l’Internet of Things (IoT)

Le marché visé par Dracula Technologies est conséquent. Les petites cellules photovoltaïques peuvent équiper en effet un grand nombre d’appareils. Du suivi de colis, de palettes ou de tout conteneur logistique, elles peuvent équiper également des systèmes domestiques de la vie de tous les jours, comme les montres, balances, les souris, ou les claviers. Elles peuvent également être intégrées à des capteurs de toute sorte, par exemple de température ou d’humidité. La perspective est d’autant plus intéressante que ce type de capteurs, essentiel au « smart building »,  trouve une place de plus en plus importante dans des secteurs comme l’industrie, le commerce ou le bâtiment de manière générale.

L’avantage le plus important des ces cellules photovoltaïques organique est bien évidemment de simplifier la maintenance, puisqu’elle permet d’éviter le remplacement fréquent de piles ou de batteries. Ainsi que tout ce qu’implique leur cycle de vie en termes de matériaux critiques. En effet, selon Dracula Technologies, leurs cellules photovoltaïques n’utilisent aucun de ces matériaux et seraient aisément recyclables.

La société vient d’inaugurer son usine à Valence, démontrant par cet investissement que les perspectives de marché sont importantes. La « Green Micro Power Factory » pourra produire environ 150 millions de cm² de cellules par an.

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Eolien, hydroélectricité, solaire, la tempête Benjamin a largement modifié le mix électrique lors de son passage. Retour sur son influence grâce aux données de production fournies par RTE.

Eco2mix, le site de RTE pour suivre le système électrique français est passionnant. Il livre toutes les informations sur la production, filière par filière, du passage de la tempête Benjamin sur toute la France, du jeudi 23 au dimanche 26 octobre.

Qui dit tempête dit beaucoup de vent. Sur ces quatre jours de tempête, l’éolien n’est pas passé, nationalement, sous les 7 GW. Ce minimum est supérieur au maximum observé la semaine précédente avec des vents faisant tourner les éoliennes à environ 4 GW.

Lors de l’arrivée de la tempête, l’éolien est passé de 4 GW à 18 GW au point d’être écrêté une premier fois la nuit du 22 au 23 octobre (redescendu à 11 GW) pour ensuite remonter à pleine puissance pour passer la matinée du 23 avant d’être à nouveau écrêté à 11 GW l’après-midi du 23 octobre et la puissance des éoliennes est ensuite revenue à un état stationnaire autour de 10 GW.

La tempête a relativement masqué le soleil. La cloche solaire, qui dépassait les 15 GW deux semaines avant la tempête, est péniblement passée au-dessus de 8 GW.

Du fil de l’eau et du pompage avec les pluies

Il y a eu beaucoup d’eau. L’hydroélectricité a tourné à plein régime. Avec une moyenne aux alentours de 5 GW en septembre, la tempête a poussé l’hydro à plus de 6 GW avec des pics réguliers au-dessus des 10 GW. D’ordinaire autour des 10 % du mix électrique, l’hydro a fréquemment atteint une part de 16 % de la puissance de production instantanée.

Conséquence de l’abondance des productions renouvelables, le nucléaire a dû moduler. La semaine précédant la tempête, il s’établissait autour de 40 GW à plus ou moins 4 GW de modulation. Le passage de la tempête Benjamin a entraîné une modulation d’une profondeur de 15 GW. La production nucléaire est passée de 45 GW avant la tempête à 33 GW pendant la première nuit, avant de remonter à 43 GW, puis chuter à 30 GW le 26 octobre, à 13 heures.

L’exportation d’électricité n’a pas franchement varié. Il n’y a que le pompage qui a absorbé à la fois l’excédent nocturne et la cloche solaire. Enfin, le bandeau rouge reflétant la production d’électricité issue du gaz a été bien plus fin durant la tempête (moins de 1 GW contre des pics à 5 GW la semaine précédente), preuve que l’abondance des renouvelables décarbone le mix électrique.

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Alors que les prix de gros de l’électricité continuent de baisser, l’édition 2025 du baromètre du Médiateur national de l’énergie met en évidence une aggravation de la précarité énergétique : plus d’un tiers des foyers français peinent à régler leurs factures et près des trois quarts restreignent leur chauffage pour raisons financières.

Selon le « baromètre énergie‑info 2025 » publié par le Médiateur de l’énergie, 36 % des foyers français déclarent avoir eu des difficultés à payer leur facture de gaz ou d’électricité au cours des douze derniers mois. Ils étaient 28 % en 2024 et à 18 % en 2020.

L’étude révèle aussi que 74 % des ménages ont restreint leur chauffage pour des raisons financières, en légère baisse par rapport aux 79 % observés en 2023. Ainsi, des millions de ménages restent vulnérables et que la crise de l’énergie n’est pas derrière eux.

Le marché se détend, pas la précarité

Cette précarité d’une grande partie des français contraste avec la tendance des marchés de gros de l’électricité. Malgré une grande volatilité, le prix de l’électricité tend à baisser au fil des semaines. Pour 2026, il a même atteint un plus bas historique en passant brièvement sous la barre des 55€/MWh. Le Médiateur rappelle que cette baisse tarde à se répercuter sur les factures des ménages car celles-ci incluent les taxes et coûts de réseau pour deux tiers de la facture. D’ailleurs, il n’est pas exclu que la TURPE (Tarif d’utilisation du réseau public d’électricité) augmente de nouveau en 2026, pour financer la modernisation des infrastructures et l’intégration des énergies renouvelables.

La distribution du Chèque énergie a, certes, participé à soulager certains ménages mais ses dysfonctionnements, notamment le retardement du versement automatique à novembre 2025, a pénalisé 61 % des bénéficiaires. Environ 35 % d’entre eux ont fait face à des impayés d’énergie et 10 % ont subi une coupure ou réduction de puissance.

Face à ces constats, le Médiateur propose d’interdire les coupures d’électricité pour impayés et instaurer un droit à une fourniture minimale d’électricité. Ces pratiques sont « d’une grande violence pour les foyers les plus vulnérables » et plaide en faveur d’un mécanisme alternatif de limitation de puissance plutôt qu’une coupure totale.

Le baromètre apporte aussi des données d’usage : 51 % des foyers disposent de l’option heures pleines/heures creuses, mais 14 % de ces foyers ne connaissent pas les horaires exactes de leur tranche heures creuses. Enfin, bonne nouvelle, le Médiateur rappelle que, depuis 2019, près de 9 consommateurs sur 10 savent qu’ils peuvent changer de fournisseur d’énergie.

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Imaginez des immeubles dans lesquels des blocs circuleraient d’un étage à l’autre, non pas pour transporter des passagers, mais pour stocker de l’énergie. Pour permettre une telle configuration, des chercheurs veulent exploiter une des forces les plus naturelles qui soient : la gravité.

Le stockage d’énergie par gravité n’est pas nouveau. On le connaît surtout à travers les fameuses stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage, plus connues sous le nom de STEP. Ces systèmes utilisent le surplus d’électricité du réseau pour faire remonter de l’eau en altitude, puis plus tard, celle-ci est relâchée pour produire de l’énergie en redescendant.

Mais une autre approche de cette technologie existe également. Cette technique utilise, non pas de l’eau, mais des blocs solides. Le principe reste le même, on hisse un poids grâce à l’électricité excédentaire, puis on récupère l’énergie lorsqu’il redescend en entraînant un générateur.

Et si cette technologie pouvait s’inviter dans les villes ? C’est ce qu’ont imaginé des chercheurs de l’université de Waterloo, au Canada, avec leur concept de batterie gravitaire intégrée aux immeubles de grande hauteur. Leur étude a été publiée dans la revue Applied Energy.

Stoker les énergies renouvelables

Dans le modèle imaginé par les chercheurs, le bâtiment est équipé de panneaux photovoltaïques installés sur les façades sud, est et ouest, ainsi que de petites éoliennes placées sur le toit. Ces sources renouvelables alimentent l’immeuble et, lorsqu’elles produisent plus que nécessaire, l’énergie excédentaire sert à « charger » le système de stockage.

Celui-ci fonctionne à l’aide d’un treuil à câble qui soulève des blocs lourds (en acier ou en béton) dans une gaine verticale, à la manière d’un ascenseur. L’électricité excédentaire permet de hisser ces masses, emmagasinant ainsi de l’énergie potentielle. Quand la demande d’électricité du bâtiment augmente, le processus s’inverse : les blocs redescendent, entraînant le câble du treuil et actionnant le générateur, qui restitue alors l’énergie sous forme d’électricité.

Le dispositif est complété par des batteries lithium-ion. Celles-ci ne servent pas de stockage principal, mais interviennent pour réagir rapidement en cas de déséquilibre entre la production et la consommation.

Une technologie viable ?

Selon les chercheurs, la technologie est non seulement techniquement viable, mais aussi prometteuse sur le plan commercial. « Cette conception est techniquement viable et a également fait ses preuves commercialement récemment », écrivent les auteurs de l’étude. Et pour cause : des projets similaires ont déjà vu le jour.

En 2020, la start-up britannique Gravitricity avait expérimenté une batterie gravitaire au port de Leith, à Édimbourg. Son installation, haute de 15 mètres, utilisait deux masses de 25 tonnes pour délivrer une puissance de 250 kW.

Reste à savoir si ce principe pourra rivaliser avec les batteries chimiques et autres solutions de stockage. Car si le fonctionnement mécanique a déjà été validé, la fiabilité sur le long terme est encore à démontrer.

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Dans l’ombre de la course à la puissance des éoliennes offshore, les sous-stations doivent suivre la cadence et transporter vers la terre des quantités d’électricité toujours plus grandes. Pour préparer l’avenir, un projet de recherche français travaille sur ces indispensables sous-stations du futur. Spoiler alert : elles seront flottantes, et de type HVDC. 

Entre éloignement progressif des côtes et augmentation de la puissance totale, les parcs éoliens offshore imposent des défis techniques de plus en plus difficiles à surmonter. Transporter le courant produit jusqu’à la terre ferme fait partie de ces défis majeurs. Pour y faire face, France Energies Marines, institut national de référence sur les énergies marines renouvelables, a lancé le projet AFOSS DC en 2022. Acronyme de Architecture and design of floating offshore substation for direct current applications, ce projet de recherche vise à dessiner le contour des sous-stations électriques du futur. Il est porté par 8 partenaires industriels et académiques français, tels que RTE, Atlantique Offshore Energy, l’Ifremer ou encore Total Energies.

L’un des grands objectifs du projet vise à déterminer quelle technologie de flotteur est la plus adaptée à une sous-station flottante, à savoir semi-submersible, ou TLP (comme le projet Provence-Grand-Large). Il faut également rendre compatible ce flotteur à la mise en place d’une liaison électrique à haute tension et courant continu (HVDC), en prenant en compte les possibles vibrations de la structure dûes aux conditions de mer. Particulièrement lourds et volumineux, les équipements HVDC rendent le design de ces sous-stations flottantes plus complexe que jamais.

Outre le travail de recherche technologique, les différents partenaires du projet cherchent également à estimer les coûts de réalisation et d’exploitation de telles structures, pour avoir une meilleure maitrise des appels d’offre. Cette étape est essentielle pour construire un cadre de travail pertinent et réaliste, et ainsi éviter les écueils comme AO7 et le parc au large de de île d’Oléron. Ce projet, qui doit se conclure dans les semaines à venir, devrait vraisemblablement inclure une liste de recommandations afin d’accompagner le déploiement de ces infrastructures.

Préparer l’avenir de l’éolien offshore dès maintenant

L’installation de sous-stations flottantes HVDC semble être promise à un avenir lointain. Ces dernières devraient concerner des projets dont la mise en service n’est prévue qu’à l’horizon 2040, voire même 2050, notamment à cause de leur complexité de mise en oeuvre et des objectifs de puissance visés. Parmi ces projets, on peut citer Fécamp Grand Large, Bretagne Grand Large, ou Centre Atlantique Grand Large.

En revanche, le recours au HVDC est déjà d’actualité. Les parcs Centre Manche 1 et 2, qui ont récemment été attribués, devraient bénéficier de cette technologie. Ailleurs dans le monde, on retrouve plusieurs sous-stations HVDC déjà en service, notamment pour les parcs écossais Dogger Bank A, B et C. De nombreux industriels travaillent sur des design de sous-stations HVDC flottantes, mais aucune n’est encore en opération.

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L’élan du nucléaire chez les géant de la tech ne ralentit pas. Après Microsoft, c’est au tour de Google de vouloir redémarrer une centrale nucléaire à l’arrêt pour alimenter la croissance électrique liée à l’intelligence artificielle. 

Google vient d’annoncer vouloir relancer la centrale nucléaire Duane Arnold grâce à un partenariat avec la société NextEra Energy. Moyennant un investissement de 1,6 milliard de dollars, la centrale devrait produire ses premiers kWh dans le courant du premier trimestre 2029. Le contrat lie les deux entreprises pour 25 ans, à compter de la date de mise en service du réacteur. Selon Google, le redémarrage de la centrale vise à soutenir la demande croissante en électricité causée par le développement de l’intelligence artificielle.

Fermée en 2020, cette centrale comporte un unique réacteur à eau bouillante, construit en 1974 par General Electric. Elle affiche une puissance de 566 MWe. Si cette technologie n’est pas utilisée en France, elle est commune aux États-Unis et au Japon. Les deux pays se partagent 65 des 92 réacteurs de ce type répartis dans le monde. C’est cette technologique qui équipe la tristement célèbre centrale de Fukushima et ses 6 réacteurs.

Faire du neuf avec du vieux

Le nucléaire répond en de nombreux points aux besoins électriques croissants des GAFAM. L’atome leur permet d’obtenir une électricité décarbonée, continue et relativement bon marché. En revanche, la filière du nucléaire a deux défauts : des besoins d’investissements colossaux, et des projets de très longue durée. À terme, les SMR pourraient répondre à ces deux contraintes rendant le nucléaire plus abordable en temps et en coûts. Néanmoins, leur commercialisation se fait attendre et les premiers prototypes fonctionnels ne devraient pas être mis en service avant la fin de la décennie.

Dans ce contexte, plusieurs entreprises se rabattent sur des centrales nucléaires récemment fermées. Le premier de la liste concerne la centrale nucléaire de Palisades, dans le Michigan. Aux dernières nouvelles, la société Holtec était dans les temps pour redémarrer l’unique réacteur à eau pressurisée avant la fin de l’année 2025. Plus récemment, Microsoft a signé un contrat avec Constellation Energy pour remettre en service le réacteur de Three Mile Island d’ici 2028.

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Alors que la réduction de la TVA à 5,5 % sur les panneaux photovoltaïques reste réservée à quelques rares modèles, Beem choisit d’agir concrètement, en offrant jusqu’à 1 000 € de modules supplémentaires pour tout projet solaire avec batterie signé avant le 31 octobre 2025.

L’État a récemment annoncé une baisse de la TVA à 5,5 % sur une sélection restreinte de panneaux photovoltaïques. Si cette mesure vise à encourager le déploiement du solaire chez les particuliers, son impact immédiat demeure limité : les produits éligibles sont encore rares sur le marché. Face à cette situation, Beem, société nantaise reconnue pour ses kits solaires plug & play et ses solutions connectées d’autoconsommation, préfère miser sur une action directe. Son ambition reste inchangée : rendre la production d’électricité solaire simple, accessible et rentable pour tous.

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L’équivalent de 1,5 kWc de panneaux solaires en bonus

L’entreprise propose une offre exceptionnelle valable jusqu’au 31 octobre 2025. Pour tout projet solaire avec batterie, Beem offre jusqu’à 1 000 € TTC de modules photovoltaïques additionnels, équivalents à une puissance supplémentaire pouvant atteindre 1,5 kWc. Une opportunité de renforcer immédiatement la performance énergétique d’une installation, sans attendre la généralisation du taux de TVA réduit à une gamme plus large de panneaux.

Le processus est conçu pour être rapide : l’utilisateur simule son projet solaire toiture + batterie sur le site de Beem. Si la simulation conduit à un rendez-vous avec un conseiller, il devient éligible à l’offre. Après signature du devis, les modules et fixations supplémentaires sont intégrés au projet. Selon Beem, cette initiative permet d’augmenter la production solaire tout en optimisant le stockage. Le surplus d’énergie alimente directement la batterie, améliorant le taux d’autoconsommation et réduisant la facture d’électricité.

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Un coup de pouce pour stimuler l’autoconsommation solaire

À travers cette opération, Beem illustre la capacité d’un acteur privé à stimuler la transition énergétique par des leviers concrets, en complément des mesures publiques encore en déploiement. Une approche pragmatique pour rapprocher les ménages français de l’autoconsommation solaire.

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Veolia ne ménage pas ses efforts, pour maintenir l’unité de valorisation énergétique du Mans à la pointe de l’innovation. Malgré son âge avancé, elle va recevoir un démonstrateur industriel capable de collecter le dioxyde de carbone. D’ailleurs, l’installation de cet équipement reflète l’accélération du captage de CO2 dans tout l’ouest de la France. 

Voilà 50 ans que l’incinérateur de la Chauvinière traite les déchets ménagers de Le Mans Métropole. Précurseur, le site a notamment été raccordé au réseau de chaleur urbain dès 1991. Il produit chaque année 170 GWh de chaleur ainsi que 58 GWh d’électricité à partir de 150 000 tonnes de déchets. Pour fêter ce demi-siècle de service, Veolia, son exploitant, a décidé de s’attaquer à son seul défaut, et pas des moindres : ses 130 000 tonnes de CO2 émises chaque année. Pour cela, l’entreprise va y installer un démonstrateur industriel de captage de CO2. Celui-ci devrait permettre de capturer 10 tonnes de CO2 par jour dès 2026. Les pistes de valorisation de ce CO2 sont multiples : recharge d’extincteurs, nettoyants industriels, photosynthèse dans les serres environnantes, ou encore incorporation au béton.

Pour le moment, l’équipement ne pourra traiter qu’une fraction des émissions, malgré un investissement d’environ 8 millions d’euros. Mais il est une clé essentielle du programme Green Up de Veolia, qui vise à trouver et déployer des solutions concrètes de décarbonation entre 2024 et 2027. D’ailleurs, un deuxième démonstrateur devrait voir le jour peu de temps après, sur le site d’incinération de déchets dangereux de Port Arthur, au Texas.

Le Grand Ouest accélère sur le captage de CO2

Ce démonstrateur ne constitue qu’une petite partie des démarches qui sont entreprises pour le captage de CO2 dans l’ouest de la France. Le projet GOCO2 avance, lui aussi, à bon train. Ce projet d’ampleur, dont le budget est estimé à plus de 2 milliards d’euros, consiste à créer un pipeline entre les sites les plus émetteurs de CO2 du grand ouest, pour capter leurs émissions afin de les rediriger vers un terminal situé à Donges. Depuis ce terminal, le CO2 sera ensuite chargé sur des navires spécialisés, puis envoyé vers les sites de stockage de CO2 de Northern Lights. La concertation publique préalable a été lancée le 29 septembre, par les 6 principaux partenaires du projet à savoir Heidelberg Materials France, Lafarge Ciments, Lhoist, NaTran, Elengy et RTE.

En parallèle, un pilote industriel de production de e-kérosène est en cours de développement, également près de Donges. Celui-ci, appelé Take Kair, devrait permettre la production de 37 500 tonnes de e-kérosène par an à partir d’hydrogène et de CO2.

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Aides publiques, chute du coût du stockage et généralisation du solaire résidentiel, l’Australie installe des batteries à domicile à tout va. En quelques mois, des centaines de milliers de foyers ont équipé leurs maisons de systèmes de stockage.

Depuis le lancement, en juillet 2025, du programme Cheaper Home Batteries Program (CHBP), l’Australie enregistre une flambée des installations de batteries à domicile.

Plus de 11 500 demandes ont été déposées dans les trois semaines suivant le démarrage du dispositif, qui offre jusqu’à 30 % de subvention. Le programme a déjà permis d’atteindre 2 gigawattheures (GWh) de capacité domestique installée à l’échelle du pays, soit une multiplication par deux en l’espace de quelques mois.

Selon le journal RenewEconomy, plus de 100 000 batteries ont été installées en 17 semaines, avec une capacité moyenne proche de 25 kWh. Cette énergie stockée dépasse la consommation de la plupart des foyers australiens. Désormais, les ménages ne cherchent plus seulement à réduire leur facture mais aussi à participer activement à la stabilité du réseau électrique.

Un effet d’entraînement du solaire résidentiel

L’Australie est depuis longtemps championne du solaire domestique. Cette base solide crée aujourd’hui un environnement propice au stockage : nombre de foyers équipés de panneaux ajoutent désormais une batterie pour mieux valoriser leur production. Beaucoup d’installations récentes sont d’ailleurs des systèmes « batterie seule » venant compléter des toitures déjà solaires relève le Guardian.

La batterie domestique permet de maximiser l’autoconsommation en utilisant la production solaire plutôt que de la revendre à bas prix. Elle offre aussi une protection contre les coupures de courant fréquentes dans certaines régions. L’appétit pour des batteries de grande capacité s’explique aussi par leur rôle croissant dans les réseaux virtuels : regroupées, elles peuvent soutenir le réseau national.

Le succès des batteries vient également de l’érosion progressive des tarifs de rachat de l’électricité solaire injectée sur le réseau. Mieux vaut désormais stocker son électricité que la vendre en Australie.

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La conception et la réalisation d’un parc éolien offshore est loin d’être une formalité. D’une complexité technologique hors-norme, ce type de projet nécessite la prise en compte d’un nombre ahurissants de variables, tout en étant contraint à des objectifs de budgets et de planning exigeants. Pour répondre à cette équation de la meilleure des manière, EDF a réuni tout son savoir-faire sous la forme du logiciel DIEGO.

L’union fait la force. Avec ce crédo en tête, les équipes d’EDF Renouvelables et de la R&D EDF ont mis en commun leurs compétences et leur savoir-faire pour mettre au point DIEGO, un logiciel destiné à modéliser le comportement des éoliennes en mer. EDF Renouvelable a apporté son expérience sur l’éolien en mer, et EDF R&D son expertise en modélisation 3D, une technologie déjà largement utilisée dans les domaines du nucléaire et de l’hydraulique. Acronyme de « Dynamique intégrée des éoliennes et génératrices offshore », ce logiciel permet de modéliser :

• L’éolienne,
• Son flotteur,
• Les vagues,
• Le vent,
• Les lignes d’ancrage.

Il a pour principal intérêt de mieux caractériser la stabilité d’un système en fonction de son environnement, de prendre en compte le comportement dynamique des vagues et d’éprouver une installation face à des conditions extrêmes.

Le parc Provence-Grand-Large, baptême du feu pour le logiciel

Le logiciel a joué un rôle important dans le développement du projet pilote Provence Grand Large, composé de 3 éoliennes de 8,4 MW et aux flotteurs uniques au monde. Il a justement permis de sélectionner la technologie d’ancrage à ligne tendu, et de vérifier le comportement des éoliennes avec cette technologie de flotteur novatrice. Les résultats obtenus ont ensuite été confrontés à des essais réalisés au Lab Chatou, site historique de la R&D d’EDF. Des maquettes réduites y ont été testées, en reproduisant des conditions climatiques extrêmes. Depuis les trois éoliennes du PGL ont bien été installées, et ont été bardées de capteurs. Ces derniers vont permettre à EDF d’affiner les capacités de modélisation du logiciel grâce à un ensemble de mesures prises en conditions réelles.

Désormais, EDF va pouvoir compter sur DIEGO lors des phases d’appel d’offres, afin de tester puis choisir différentes technologies de flotteurs. Lors des phases d’étude, puis d’exploitation, DIEGO permettra également une analyse précise des intéractions entre les structures et leur environnement. Prochain projet concerné : Golf de Fos 1, parc éolien flottant d’une puissance de 250 MW.

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Telle la poussière que l’on cache sous le tapis, la question du démantèlement est un sujet que l’on préfère éviter, dans le secteur du nucléaire. Entre complexité et coûts records, ces opérations sont souvent repoussées et multiplient les retards. Pourtant, le renouveau du nucléaire passera nécessairement par une meilleure maîtrise de ce sujet. D’ailleurs, de nombreuses entreprises comptent sur l’essor de la robotisation pour faciliter et accélérer ces étapes. 

Démantèlement, voilà un mot qui donne des sueurs froides à toute la filière du nucléaire. Et pour cause, ces opérations de déconstruction sont d’une complexité telle que très peu de site dans le monde en sont venus à bout. Parmi les exemples récents, on ne peut guère que citer la centrale espagnole José Cabrera (aussi appelée Zorita), qui était équipée d’un réacteur à eau pressurisée d’une puissance nominale de 153 MWe.

En France, de nombreux cas illustrent la difficulté de démanteler des installations nucléaires. La déconstruction du site de Brennilis, un réacteur à eau lourde à l’arrêt depuis maintenant 40 ans, ne devrait être terminée qu’en 2041. À Marcoule, la situation est encore plus critique et le site est considéré comme le plus complexe d’Europe, du fait de ses nombreux réacteurs de recherche. On y trouve les premiers réacteurs nucléaires français à avoir injecté de l’électricité sur le réseau électrique, et qui avaient pour vocation de produire du plutonium militaire. Pour nombre de ces équipements, comme le réacteur graphite G2, le CEA n’indique même plus de date de fin de démantèlement, et les opérations sont suspendues.

La robotisation à tout prix

Principal problème : des niveaux de radioactivité élevés, et difficiles à maîtriser, qui pourraient potentiellement mettre la santé des travailleurs en danger. C’est pourquoi, les projets de recherche fleurissent pour permettre la robotisation massive de ces opérations.

Dans ce cadre, la société Onet Technologies travaille sur l’utilisation d’un laser spécifique, dont la tête a été brevetée par le CEA. Celui-ci pourrait permettre des découpes de grande précision sans aucun problème de vibration. Développé depuis 10 ans, son utilisation est envisagée sur le site japonais de Fukushima. D’ailleurs, des essais sont en cours pour envisager la découpe du corium (mélange de combustible nucléaire fondu) grâce à ce laser. Sa puissance de 16 kW peut être dirigée vers un point de 1 mm3, ce qui permet de couper des tôles d’acier pouvant atteindre, en théorie, jusqu’à 200mm. Le laser est également capable de fonctionner sous l’eau. De son côté, Orano a mis au point le bras Anémone, un outil de préhension capable d’attraper toute sorte d’objets ou de déchets.

Démantèlement du futur, une opération sans intervention humaine ?

Pour tester ces nouvelles technologies, le CEA a créé une réplique virtuelle de ce laser et de son environnement afin de simuler des scénarios de démantèlement en 3D. L’objectif final est de mettre au point un bras auto-apprenant, et de créer un poste de pilotage assisté par réalité virtuelle pour rendre ce travail plus précis et efficace que jamais. Graphitech, une coentreprise d’EDF et Veolia travaille activement à la mise au point de robots pour permettre la déconstruction de réacteurs graphite gaz (UNGG), réputés pour être très difficiles à démanteler en raison de la quantité de matériaux qu’ils renferment. On parle de 10 à 30 fois plus de matériaux que dans un réacteur à eau pressurisée (REP).

Le premier réacteur de ce type à être démantelé devrait être Chinon A2 à partir de 2030, suivi de 5 autres réacteurs UNGG après 2050. D’ici là, un des robots de Graphitech, appelé Mascotte, pourrait prendre du service à Brennilis dès 2027.

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La Bretagne brille par ses habitants, ses paysages, ses spécialistes culinaires, mais pas par sa production d’électricité. En la matière, l’emblématique région a toujours joué les vilains petits canards, notamment à cause de l’absence de centrale nucléaire. Pourtant, cette situation est en train de changer grâce aux énergies renouvelables.

Il y a 20 ans, la production électrique bretonne était plus que modeste, avec seulement 0,8 TWh produits, dont 61% assurés par le barrage de la Rance. Cela ne représentait que 0,15% de la production nationale ! Mais le fort développement des énergies renouvelables a permis une progression conséquente en la matière, notamment grâce aux parcs éoliens terrestres. Dès 2014, ces derniers ont permis la production de 1,4 TWh, faisant grimper la production totale de la région à 2,8 TWh.

Si la Bretagne n’a pas pu se passer de la mise en service controversée d’une centrale à cycle combiné en 2021, à Landivisiau, elle a continué ses efforts en matière de production d’électricité. Résultat : la région a atteint les 6,7 TWh d’électricité en 2024, soit 8 fois plus qu’en 2004. Et si la centrale à cycle combiné est à l’origine de 24% de cette électricité, et à une augmentation des émissions de CO2 de la région, le reste est d’origine renouvelable.

Le chemin est encore long

Malgré cette progression, la Bretagne reste très largement déficitaire en électricité, et a dû importer 13,2 TWh d’électricité en 2023. Pour continuer d’augmenter sa production d’électricité, elle devra nécessairement aller plus loin que l’éolien terrestre, et compter sur l’éolien offshore. Mis en service en mai 2024, le parc éolien de Saint Brieuc montre tout ce potentiel maritime. En moins de 8 mois, sur l’année 2024, il a produit 1,2 TWh, soit 18% de la production régionale.

À partir de 2031, cette production devrait nettement grimper grâce à la mise en service du parc Bretagne Sud, et ses 250 MW, puis de son extension de 500 MW. L’année prochaine, un autre appel d’offres devrait paraître pour la création d’un parc de 110 éoliennes et d’une puissance de 2 GW à l’horizon 2035. Puis, un vaste projet pourrait voir le jour au large du Finistère. Mais pour ce dernier, rien n’est encore défini.

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L’espoir persiste, pour faire de l’hydrogène vert l’une des clés de la transition énergétique. Une nouvelle technologie d’électrolyse, dite SOEC, pourrait y participer grâce à un rendement plus élevé que les technologies existantes. Néanmoins, tout n’est pas gagné  du fait de contraintes d’utilisation importantes.  

Il ne fait que 2,6 MW de puissance, et pourtant, l’électrolyseur qui vient d’être mis en service dans la raffinerie NESTE de Rotterdam est unique en son genre. Ce prototype d’électrolyseur destiné à la production d’hydrogène, issu du projet européen MultiplHY, se distingue par une technologie novatrice : l’électrolyse à oxyde solide (SOEC). Comme tout électrolyseur, il casse les molécules d’eau grâce à un courant électrique pour obtenir le précieux gaz, accompagné de dioxygène. Mais ici, cette réaction se fait dans un environnement solide, contrairement aux électrolyseurs de type alcalin ou PEM. Cette différence permet d’atteindre un rendement énergétique bien supérieur. Alors que les électrolyseurs PEM ou alcalins affichent des rendement de l’ordre de 60%, un précédent projet SOEC de 2022 aurait atteint 84% d’efficacité. Ce nouveau prototype pourrait atteindre une efficacité encore supérieure.

Néanmoins, cette technologie a un inconvénient majeur : elle nécessite de grandes quantités de chaleur, puisque l’électrolyseur SOEC du fabricant SunFire nécessite une température de 850°C pour produire 60 kg d’hydrogène renouvelable par heure. Pour cette raison, cette technologie se destine principalement à des sites industriels dans lesquels il serait possible de récupérer la chaleur fatale.

Électrolyseur à oxyde solide et réacteur haute température : l’association parfaite ?

Du fait de ce besoin important de chaleur, l’électrolyseur SOEC se présente comm un candidat idéal afin de valoriser la chaleur fatale de grands sites industriels, dans des domaines comme la sidérurgie, le raffinage ou la chimie. Pour aller plus loin, on pourrait même imaginer l’association de cette technologie à des centrales nucléaires, afin de valoriser les immenses quantité de chaleur dégagées qui ne sont pas – ou peu – exploitées à l’heure actuelle. Si les réacteurs à eau pressurisée français n’atteignent pas des températures suffisantes, des réacteurs nucléaires à haute température, comme le projet JIMMY, pourraient permettre de produire plus efficacement de l’hydrogène, ou de combiner une production optimisée d’électricité et d’hydrogène.

Ce n’est, d’ailleurs, peut-être pas un hasard si, parmi les membres du consortium à l’origine de ce projet européen, on retrouve le Commissariat à l’énergie atomique (CEA). Voilà plus de 20 ans que ce dernier travaille sur la technologie des électrolyseurs à haute température.

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Maillon essentiel de la filière française de recyclage nucléaire, l’usine Melox a failli la conduire à la catastrophe, quand sa cadence a brusquement chuté à la fin des années 2010. Heureusement, Orano est parvenu à relever la barre, et l’usine est en pleine transformation pour répondre aux besoins de la filière au-delà de 2040. 

À Marcoule, site emblématique de la filière nucléaire française, on retrouve de nombreuses activités, et en particulier la production de combustible MOx (Mixed Oxide) grâce à l’usine Melox. Celle-ci fabrique des assemblages de combustibles à base de plutonium et d’uranium appauvri (moins de 10% de plutonium pour 90 % d’uranium appauvri), ce qui permet notamment de recycler le plutonium issu des réacteurs nucléaires français.

Le site a donc une importance capitale dans la gestion des déchets radioactifs. Pour cette raison, en 2022, Orano a décidé de lancer le programme GoMOx, visant à moderniser l’usine Melox pour y assurer la production de combustible MOx au-delà de 2040. Ce programme, d’un montant total proche de 400 millions d’euros, a pour objectif d’augmenter la production annuelle de MOx et d’atteindre les 125 tonnes par an d’ici 2030. Outre cette hausse de production, toutes les unités de production critiques doivent être doublées afin de fiabiliser le fonctionnement de l’usine et d’éviter les arrêts. D’ailleurs, la première des trois boîtes à gants prévues devrait bientôt être installée. Celle-ci affiche des mensurations hors norme avec 10 mètres de hauteur pour 50 tonnes.

Une usine de MOx qui revient de loin

Malgré cette dynamique positive, le destin de l’usine Melox a failli être tout autre. En regardant de plus près les chiffres de production annuelle du site, on constate une baisse soudaine de plusieurs années, de 2018 à 2022. Et pour cause, cette cassure de la production est le symbole d’une série d’évènements qui auraient pu avoir des conséquences catastrophiques sur toute l’industrie nucléaire française.

Tout a commencé en 2013, lorsque le site a changé de fournisseur de poudre d’uranium. La nouvelle poudre d’uranium, obtenue grâce à un procédé différent dans l’usine Lingen d’Orano, en Allemagne, affichait une granulométrie beaucoup plus fine que celle initialement produite au Tricastin. Ce changement, associé à des réductions d’effectifs et des pertes de compétences, a conduit à d’importants problèmes de qualité du combustible.

Baisse drastique de la production de MOx

Les pastilles de MOx produites affichaient des problèmes d’homogénéité de la teneur en plutonium. Certains assemblages radioactifs ont été classés non conformes, les rendant impropres à l’utilisation en réacteur. Cette situation a non seulement entraîné une baisse drastique de la production de MOx, tombant de 124 tonnes en 2013 à 51 tonnes en 2021, mais a également engendré une quantité massive de déchets. Ces rebus hautement radioactifs, car contenant du plutonium, ont entraîné une saturation des capacités d’entreposage de matières plutonifères à La Hague.

Heureusement, de nouveaux sites d’entreposage supplémentaires ont pu être créés à La Hague pour permettre ce stockage des déchets. Finalement, Orano est parvenu à redresser la barre en changeant de fournisseur, et en créant une nouvelle unité de production de poudre d’uranium sur le site de Malvési, près de Narbonne. La production annuelle est de nouveau en augmentation et a atteint 82 tonnes en 2023.

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Véritable bouleversement à l’échelle mondiale, l’intelligence artificielle inquiète par son développement massif, et sa potentielle consommation électrique. Pourtant, l’histoire récente nous montre que les futures évolutions technologiques pourraient largement réduire ces potentiels besoins électriques. 

La révolution de l’intelligence artificielle ne cesse de faire débat, en particulier à cause des perspectives de consommation énergétique qui y sont associées. Il faut dire qu’en moyenne, une requête auprès de ChatGPT consommerait six fois plus d’électricité qu’une recherche classique via Google. Face à cette explosion de l’IA, de nombreux observateurs craignent une consommation électrique qui pourrait avoir des conséquences climatiques directes, voire même créer des conflits d’usages du fait de fortes tensions sur le réseau électrique. Dans un récent rapport, The Shift Project n’a pas hésité à mentionner une multiplication par trois de la consommation des datacenters entre 2023 et 2030 à l’échelle mondiale.

De son côté, Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, a pris la plume pour tenir un discours moins alarmiste sur la question, par le biais d’un poste sur le réseau Linkedin. D’abord, il rappelle que toutes les annonces, en particulier en matière de raccordement, ne doivent pas être prises pour argent comptant. Par exemple, un grand nombre de demandes de raccordement ont été doublées par des porteurs de projet, ce qui a tendance à gonfler les chiffres. D’autre part, on observe qu’à l’heure actuelle, les centres de données raccordés en France ne consomment que 5 TWh, soit environ 20 % de la capacité réseau qui leur a été attribuée.

Des évolutions technologiques difficiles à modéliser

Outre ces paramètres qui rendent difficiles les estimations de la consommation des centres de données à moyen et long terme, un autre paramètre vient perturber les modélisations : l’évolution des technologies.

À l’échelle de la France, depuis la fin des années 90, de nombreuses alertes ont été données sur le futur poids du numérique sur la consommation électrique de la France. Un rapport gouvernemental de décembre 2008 indiquait par exemple que la consommation des technologies de l’information et de la communication (TIC) représentait, en 2007, un peu moins de 60 TWh d’électricité par an. Ce même rapport prévoyait une hausse de la consommation électrique des TIC jusqu’à atteindre 20 % de la consommation française en 2012. Mais en 2025, l’ADEME a évalué l’impact du numérique sur l’environnement. Dans ce rapport, l’agence pour l’environnement a calculé une consommation d’électricité de l’ordre de 51,5 TWh pour le numérique, soit 11 % de la consommation française.

Des appareils moins énergivores qu’avant

Cette baisse de la consommation entre 2007 et 2022 s’explique par une transformation des usages, et une progression technologique colossale. Pour s’en convaincre, il suffit de comparer différents équipements de l’année 2007 à des appareils plus récents. On constate alors, en partant sur la même hypothèse d’utilisation journalière, qu’un ordinateur portable de 2007 (Lenovo ThinkPad X61) consomme trois fois plus, en moyenne, qu’un ordinateur portable actuel de gamme similaire (MacBook Pro). Pourtant, ce dernier affiche une puissance 19 fois supérieure ! La différence est encore plus impressionnante, quand on compare le PC portable de 2007 à un smartphone actuel (Apple iPhone 15 Pro). Ce dernier reste 10 fois plus puissant, malgré une consommation cinq fois plus faible. On peut d’ailleurs faire un constat similaire au sujet des téléviseurs. La puissance moyenne de téléviseurs de 42 pouces est passée d’environ 300 W en 2007 à environ 100 W en 2025, selon les technologies.

Ainsi, on peut imaginer que l’explosion des usages numériques devrait nécessairement conduire à une augmentation de la consommation d’électricité à travers le monde. Néanmoins, cette consommation pourrait être atténuée par les progrès technologiques, que ce soit en termes de matériel ou de logiciel.

Le cas de la France

En termes de production électrique, tous les pays ne sont pas logés à la même enseigne, en témoigne ce projet d’hôtel, en Belgique, qui pourrait ne pas être raccordé, la faute à un réseau saturé. Mais à ce sujet, le réseau électrique français bénéficie d’une excellente réputation. En plus d’être très peu carboné, ses quelque 89 TWh d’électricité exportés en 2024 témoignent de la capacité d’EDF à alimenter une forte croissance des usages numériques à moyen terme, voire à long terme, sans empiéter sur la décarbonation des autres usages.

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