Voilà enfin une avancée concrète en matière de petit réacteur nucléaire modulaire (SMR). Une startup américaine privée est parvenue à atteindre la criticité pour son prototype de micro-réacteur. Désormais, elle doit faire valider son design auprès de la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC) pour espérer une commercialisation d’ici septembre 2028.
Il aura fallu moins de 12 mois aux équipes de la startup Antares pour passer du concept à la criticité. Le prototype Mark-0, essentiel au développement des micro-réacteurs nucléaires commerciaux de la startup, vient d’atteindre la criticité dans le laboratoire Idaho National Laboratory (INL). Cela signifie qu’il est en mesure de produire sa propre énergie en continu grâce à une réaction de fission auto-entretenue.
Contrairement à la plupart des réacteurs nucléaires actuels, la technologie de refroidissement choisie par Antares n’est pas à eau pressurisée. Ici, ce sont des caloducs au sodium qui sont utilisés pour refroidir passivement le réacteur. Cette technologie a l’avantage d’avoir un circuit de refroidissement fonctionnant à la pression atmosphérique, ce qui permet d’éviter les risques de surpression et d’explosion de vapeur (cf. Tchernobyl).
En contrepartie, une attention toute particulière doit être portée à la gestion du sodium. Ce dernier s’enflamme au contact de l’air, et réagit violemment avec l’eau. Son utilisation a engendré plusieurs incidents nucléaires, comme en 1995, dans la centrale japonaise de Monju. Peu de temps avant, une explosion due au sodium a également eu lieu dans des locaux proches du réacteur de recherche français Rapsodie. L’événement avait entraîné la mort d’un technicien.
Antarès vise le déploiement du R1, un petit réacteur nucléaire d’une puissance comprise entre 100 kWe et 1 MWe, d’ici 2028. Capable de fonctionner plus de 6 ans sans rechargement, ce réacteur se destine principalement à alimenter les installations militaires.
Pour les États-Unis, le développement des SMR constitue un enjeu stratégique majeur. De ce fait, le Department of Energy (DOE) a lancé en août dernier le Reactor Pilot Program, un programme d’accompagnement de 11 projets de type SMR avec l’objectif d’atteindre la criticité pour plusieurs d’entre eux avant le 4 juillet 2026. Si Antares a gagné cette première étape, il lui reste maintenant à faire homologuer sa technologie par la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC). Pour l’heure, seule la startup NuScale a réussi à faire valider son design de SMR.
EDF n’aura bientôt plus d’éoliennes ni de panneaux solaires en Amérique du Nord ! L’électricien français serait en discussion avancée avec une compagnie américaine pour le rachat des 6,1 GW de capacités renouvelables actuellement en service outre-Atlantique. Cette cession pourrait rapporter 4 milliards d’euros à EDF.
Chez EDF, on cherche à faire des économies à tout prix. Si les résultats sont globalement bons, l’électricien français accuse toujours une dette de 50 milliards d’euros, et fait face à une montagne d’investissements pour permettre l’électrification de la France. En fin d’année dernière, Bernard Fontana, PDG d’EDF, a donné le ton en annonçant une série de mesures destinées à assainir la situation financière du groupe pour lui redonner une dynamique financière positive. Parmi ces séries de mesure, l’une d’entre elles a fait parler : celle de prioriser la France, le nucléaire et l’hydroélectricité.
C’est donc en toute logique que le groupe a lancé, il y a quelques mois, le projet Lafayette. Objectif : céder l’intégralité du portefeuille éolien et photovoltaïque d’EDF en Amérique du Nord. Représentant 35 % de tout le portefeuille solaire et éolien d’EDF (à fin 2024), il englobe 6,1 GW d’installations en service et 19,2 GW de projets en développement répartis entre le Canada, le Mexique et les États-Unis.
L’heureux gagnant pourrait bien être LS Power, une compagnie américaine d’électricité qui est entrée en discussions avancées avec EDF. Si rien n’est encore signé, des rumeurs évoquent un accord annoncé d’ici la semaine prochaine. L’opération pourrait avoisiner les 4 milliards d’euros.
Si on est bien loin des 73 milliards d’euros évoqués pour la construction des 6 nouveaux EPR2, ces 4 milliards d’euros pourraient permettre à EDF d’envoyer un message fort concernant l’assainissement de ses comptes. D’ailleurs, en février, Bernard Fontana indiquait que les transferts d’actifs et cessions envisagés représentaient une enveloppe de 20 milliards d’euros.
Dans tous les cas, EDF va devoir trouver des sources de financement pour les presque 500 milliards d’euros de besoins d’investissement évoqués par la Cour des Comptes à l’horizon 2040. Parmi ces solutions de financement, EDF pourra notamment compter sur le Livret A des français.
Quoi de plus logique que l’un des bâtiments les plus écologiques de France pour une école d’ingénieur à la pointe de la technologie ? L’ESIEA vient d’inaugurer son tout nouveau campus vanté à tout point de vue. Au programme : du chauffage assuré par le data center, des panneaux solaires, une isolation en fibre de bois et même une serre en toiture.
Pour son nouveau campus implanté sur le site de l’ancienne cité Gagarine, à Ivry-sur-Seine, l’école d’ingénieurs ESIEA a vu les choses en grand, et surtout en vert. Le site, composé de deux bâtiments pour un total de 16 000 mètres carrés, a été entièrement pensé pour afficher un impact environnemental le plus faible possible. Capable d’accueillir 2000 étudiants, il a en grande partie été construit à partir de matériaux biosourcés, en valorisant notamment les vestiges de l’ancienne cité sous forme de granulats. Du béton bas carbone a également été utilisé tandis que l’isolation a été réalisée en fibre de bois.
Mais c’est d’un point de vue énergétique que la conception du bâtiment impressionne le plus. Le chauffage est assuré à la fois par le data center de l’école, et par une serre de 400 m² située en toiture. En complément, le site est raccordé au réseau de chauffage urbain de la Ville de Paris, qui fonctionne avec 76 % d’énergies renouvelables. Ces spécificités permettent de limiter les besoins en électricité, qui sont assurés par un total de 280 mètres carrés de panneaux photovoltaïques. L’ensemble est complété par un réservoir d’eau de 260 m³.
Grâce à son éco-conception, le campus a reçu deux labels : HQE et E+C-. Le premier, signifiant Haute Qualité Environnementale, témoigne d’une prise en compte globale de la qualité de construction en atteignant des objectifs en matière de consommation, mais également de durabilité et de confort. Il prend en compte de nombreux critères comme l’intégration du bâtiment dans son environnement, le choix des matériaux, la phase chantier, le confort thermique et acoustique ou encore la qualité de l’air des espaces intérieurs.
Le label E+C-, ou Énergie positive et réduction carbone, a été lancé par l’État en 2016, et évalue à la fois la performance énergétique du bâtiment, et ses émissions de gaz à effet de serre durant toute sa durée de vie. Cette partie repose ainsi sur une analyse du cycle de vie (ACV).
Le nouveau campus de l’ESIEA souligne la direction prise par l’école d’ingénieurs en matière de recherche et d’enseignement. Les nouvelles installations, et en particulier le fablab, devraient permettre aux étudiants de développer des projets autour du recyclage des déchets plastiques et aluminium. La serre et des bassins d’hydroponie ont été créés dans le but d’associer technologies numériques et agriculture urbaine. Même une miellerie équipée de ruches connectées devrait compléter cet écosystème.
Les barrages, les centrales nucléaires, tout l’outil de production, de transport et de distribution d’électricité est affecté par le changement climatique. EDF annonce une enveloppe de 8,7 milliards d’euros dans l’adaptation.
Les évènements extrêmes inquiètent EDF au point de l’inciter à sortir le porte-monnaie. L’énergéticien national a présenté début juin un plan d’adaptation de 8,7 milliards d’euros sur quinze ans. Soit 600 millions d’euros par an, quatre fois plus que le montant annuel dépensé aujourd’hui (150 millions). L’objectif est d’adapter les centrales nucléaires, entre autres moyens de production, aux vagues de chaleur inéluctables, aux faibles débits des cours d’eau et aux normes de rejets de chaleur dans les cours d’eau naturels.
Aujourd’hui, EDF est parfois limité dans sa production nucléaire en été à cause des hautes températures ou des faibles débits des cours d’eau. EDF étudie la généralisation de dispositifs de refroidissement de l’eau rejetée, déjà testés notamment à Civaux.
Selon la Cour des comptes, les pertes de production pour causes environnementales ont coûté 890 millions d’euros à EDF entre 2001 et 2023 et ont concerné 0,3 % de la production annuelle du parc. Ces indisponibilités pourraient être multipliées par trois ou quatre d’ici 2050, 1,4 % de la production à horizon 2035 si EDF ne met pas les bouchées doubles sur son adaptation.
RTE prévoit aussi 20 milliards d’euros pour que 80 % de son réseau électrique soit résilient aux fortes chaleurs et aux inondations ou submersions en 2040. Pour la Direction générale des entreprises, la quasi-totalité des acteurs stratégiques de l’énergie et du transport ont désormais engagé cette démarche.
Des points de PIB s’envolent avec le changement climatique
Fin 2024, 23 entreprises du portefeuille de l’Agence des participations de l’État, représentant 91 % de son chiffre d’affaires, avaient terminé leur étude de vulnérabilité climatique, soit une progression de 22 % en un an. Dans le même temps, 15 d’entre elles avaient déjà soumis leur stratégie d’adaptation à leurs instances de gouvernance (+13 % sur un an).
« Sans relèvement ambitieux des politiques climatiques actuelles, l’impact du changement climatique sur l’activité pourrait s’élever à [– 11 points de PIB en France en 2050]. Il apparaît donc nécessaire de renforcer les actions de réduction des émissions de gaz à effet de serre et d’accélérer les initiatives d’adaptation au changement climatique », assure la direction générale des entreprises.
Les coûts d’utilisation des réseaux électriques français vont augmenter cet été, annonce la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Notamment parce que l’année a été très chaude. On vous explique pourquoi ce phénomène surprenant nécessite d’augmenter le portefeuille d’Enedis et de RTE, à travers la hausse d’une taxe : le TURPE.
Dans une délibération publiée le 8 juin, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) propose une hausse de 3,04 % du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) haute tension A et basse tension (HTA-BT), exploité par Enedis, et de 3,34 % du TURPE haute tension B (HTB), de RTE. Toujours selon la CRE, elles devraient entraîner une hausse d’environ 1 % toutes taxes comprises des tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVE), toutes choses égales par ailleurs.
Une partie de cette augmentation s’explique par un écart entre les recettes attendues et celles effectivement perçues par les gestionnaires de réseau en 2025. Et c’est là que la chaleur a joué son rôle. Une année plus chaude que prévu, moins de chauffage électrique, moins de consommation d’électricité et donc moins de volume acheminé. La facture comportant un tiers de taxes, un tiers lié au prix de l’électricité et un tiers de TURPE, ce dernier a automatiquement baissé.
Enedis et RTE ont encaissé moins que ce qui avait été anticipé lors de la construction tarifaire. La CRE compense donc ce décalage dans leur futur budget. Mais la chaleur ne suffit pas à expliquer, à elle seule, la baisse de TURPE collecté
RTE et Enedis doivent, certes, apporter les électrons des centrales jusqu’à chez nous, les consommateurs. Mais RTE doit aussi, en permanence, veiller à ce que la consommation soit égale à la production pour ne pas dépasser les limites du réseau. Comme une canalisation dans laquelle coule de l’eau. Sinon, il y a congestion. Et cela a un prix.
Elles ont été plus fréquentes et coûteuses qu’anticipé. Les écarts de prix entre la France et ses voisins européens ont en effet entraîné des flux transfrontaliers importants, parfois supérieurs à ce que certaines portions du réseau pouvaient absorber dans des conditions normales. RTE a notamment dû gérer des tensions hautes provenant des renouvelables et de la baisse ponctuelle de la consommation dans certaines zones.
L’augmentation du nombre de panneaux solaires chez les particuliers donne du travail supplémentaire au Médiateur de l’énergie. Dans un récent rapport, celui-ci révèle que le nombre de saisines en lien avec le photovoltaïque ne cesse d’augmenter, au détriment des nouveaux producteurs d’électricité.
Entre baisse du prix des panneaux solaires et coûts élevés de l’électricité, toutes les raisons sont désormais bonnes pour installer des panneaux photovoltaïques en autoconsommation à la maison. Selon Enedis, la France compterait près d’un million d’installations photovoltaïques chez des particuliers, dont 800 000 sont en autoconsommation.
Problème : le rachat du surplus d’électricité produite fait fréquemment l’objet de litiges, selon le Médiateur de l’Énergie. Ce dernier a constaté une multiplication par six du nombre de saisines liées au photovoltaïque entre 2022 et 2025.
Des retards qui entraînent un manque à gagner pour le propriétaire
C’est en partie vrai pour les contrats avec obligation d’achat souscrits auprès d’EDF OA. Ce dernier a fait l’objet de 91 saisines portant sur la mise en place de ces contrats d’obligation d’achat. Les litiges concernent principalement des retards de mise en service, souvent pour des raisons administratives. Il peut s’agir de problèmes liés à la demande de Consuel, ou tout simplement de dossiers de raccordement incomplets. Bien souvent, c’est l’installateur qui est en cause, mais la responsabilité d’EDF OA est parfois engagée. C’est d’autant plus important que ces retards entraînent systématiquement un manque à gagner par rapport à la production solaire.
Mais EDF est loin d’être le principal acteur de ces saisines. En effet, plusieurs fournisseurs d’électricité alternatifs se proposent de racheter le surplus d’électricité non autoconsommée pour permettre aux producteurs d’électricité solaire de réduire leur facture. Mais le Médiateur de l’énergie a relevé de nombreuses saisines au sujet de ces contrats.
Au cœur du problème, on retrouve surtout le fournisseur d’électricité JPME, qui concentre la grande majorité des critiques. Historiquement connu pour des défauts et des retards de paiement, le fournisseur n’a pas su remonter la pente, bien au contraire. Déjà épinglé par le Médiateur de l’Énergie avec ses 190 saisines reçues en 2024, JPME a fait encore pire avec un total de 580 saisines recevables sur l’année 2025.
La situation est telle que JPME a perdu son agrément, c’est-à-dire qu’il ne peut plus établir de contrat avec de nouveaux clients. Ses clients actuels, s’ils le souhaitent, basculent automatiquement vers EDF ou une entreprise locale de distribution.
Quinze ans après la catastrophe de Fukushima, l’ancienne troisième puissance nucléaire mondiale prend elle aussi le nouveau train du nucléaire et veut que l’atome produise 20% de son électricité dès 2040. Pour cela, elle aura besoin de construire de nombreux nouveaux réacteurs.
Le Japon semble enfin prêt à réellement relancer son programme nucléaire. Après avoir autorisé, en février 2023, le prolongement de la durée de vie de certains réacteurs de 40 à 60 ans, le gouvernement a franchi une nouvelle étape en février 2025 avec la publication de son 7ᵉ plan énergétique. Ce dernier stipule que la part du nucléaire dans le mix électrique devrait passer de 8,5% à 20%.
Néanmoins, en l’état, le parc nucléaire japonais ferait face à un déficit de capacité de production à l’horizon 2040. Le ministère de l’Économie, du Commerce et de l’Industrie vient donc de proposer la construction de 2 à 5 nouveaux réacteurs d’ici 2040, puis d’atteindre 14 nouveaux réacteurs d’ici 2050 pour répondre à l’objectif de production visé. Construire ces 14 nouveaux réacteurs, pour une puissance cumulée proche de 16 GW, prend également en compte la hausse des besoins énergétiques associés à l’électrification et à la multiplication des centres de données.
Cette nouvelle est hautement symbolique. En 2011, le Japon comptait 54 réacteurs nucléaires, qui participaient au mix électrique du pays à hauteur de 30%. Mais la catastrophe de Fukushima a bouleversé en profondeur le programme nucléaire japonais, puisque 14 mois après la catastrophe, plus aucun réacteur n’était en fonctionnement. Depuis, le pays redémarre ses réacteurs au compte-gouttes. À l’heure actuelle, il ne compte plus que 33 réacteurs opérationnels, dont 15 ont déjà été remis en service. D’ailleurs, la centrale de Kashiwazaki-Kariwa, considérée comme la plus grande du monde, a officiellement été relancée cette année avec le redémarrage du réacteur n°6 en janvier.
Avec ces objectifs chiffrés en matière de construction de réacteurs, le Japon semble vouloir définitivement tourner la page du traumatisme Fukushima, et faire du nucléaire un atout pour la décarbonation. Actuellement, le Japon est le 5ᵉ plus gros émetteur de CO₂ au monde.
Un nouveau tour de vis budgétaire visant notamment MaPrimeRénov’ a été révélé par le média Contexte. Le gouvernement a décidé fin mai de « surgels » de crédits attribués à l’organisme de financement de la rénovation énergétique.
Des surgels et autres mots du langage budgétaire pour annoncer des coupes dans les programmes de l’État pour la transition écologique. Le programme « urbanisme, territoires et amélioration de l’habitat » en fait les frais, lui qui finance notamment MaPrimeRénov’. Il est frappé par un surgel de 284 millions d’euros en autorisations d’engagement et de 134,5 millions d’euros en crédits de paiement.
Le Fonds vert, fléché vers les projets des collectivités, perd de son côté 162,5 millions d’euros en autorisations d’engagement et 53,9 millions d’euros en crédits de paiement. Le programme « Service public de l’énergie » voit son budget baisser de 30 millions d’euros et la « Sûreté nucléaire et radioprotection » perd 1,6 million d’euros.
Mais que veulent dire ces mots abstraits ? Un « gel » consiste à mettre en réserve une partie des crédits votés afin de limiter les dépenses de l’État. Un « surgel » correspond à une réserve supplémentaire. Quant à la colonne « dégel à venir » figurant dans les documents transmis aux parlementaires, elle comprend les crédits destinés à être annulés définitivement après une étape technique de dégel.
Ce n’est franchement pas une bonne nouvelle pour MaPrimeRénov’. Elle est le symptôme visible des politiques qui n’ont pas de continuité. Une fois dépassée par l’engouement qu’elle suscite, cible politique ou ajustement budgétaire, elle n’a fait que subir les changements de volonté de l’exécutif. Depuis deux ans, le dispositif navigue à vue, créant une instabilité dénoncée par les professionnels de la rénovation énergétique et les ménages.
Chez Révolution Energétique, notre mission depuis 2018 est de rendre la transition énergétique accessible à toutes et à tous. C’est dans cet esprit que nous avons développé un outil en ligne, entièrement gratuit et facile à utiliser, pour vous aider à répondre à une question que se posent de nombreux propriétaires de panneaux solaires (ou pas) : une batterie de stockage est-elle vraiment rentable pour moi ?
Notre équipe a travaillé plusieurs mois pour vous proposer un simulateur de rentabilité de batterie domestique, disponible librement sur notre site. En quelques clics, il vous permet d’estimer le retour sur investissement d’un système de stockage résidentiel adapté à votre situation, sans avoir besoin de connaissances techniques particulières.
Il suffit de renseigner quelques paramètres : votre consommation électrique annuelle, la puissance de votre installation photovoltaïque (si vous en avez une), le prix de l’électricité auquel vous êtes abonné, et la capacité de la batterie que vous envisagez. Le simulateur fait le reste, en calculant les économies potentielles et le temps nécessaire pour amortir votre investissement. Par ailleurs, notre simulateur est capable d’interroger l’outil PVGis, ce qui permet d’estimer immédiatement et automatiquement votre production solaire selon votre emplacement et la puissance de votre centrale.
Pourquoi la batterie domestique devient un sujet majeur ?
Longtemps, les particuliers équipés de panneaux solaires avaient intérêt à revendre leur surplus d’électricité au réseau. Mais avec la baisse progressive des tarifs de rachat, la donne a changé. Aujourd’hui, pour de nombreux foyers, autoconsommer un maximum de l’énergie produite est devenu plus avantageux que d’en injecter une grande partie sur le réseau.
C’est là qu’intervient la batterie de stockage. En accumulant l’électricité produite dans la journée, elle permet, si elle est correctement dimensionnée, de couvrir les besoins du soir et de la nuit sans puiser dans le réseau. Une logique séduisante sur le papier mais qui mérite d’être chiffrée rigoureusement avant de franchir le pas, car l’investissement reste conséquent : d’un millier à plusieurs dizaines de milliers d’euros selon les technologies et les capacités choisies.
La rentabilité d’une batterie ne dépend pas d’un seul facteur, mais d’une combinaison de variables propres à chaque foyer. Notre outil intègre notamment, dans sa version simplifiée :
➡️ La consommation annuelle : la quantité d’électricité que vous utilisez conditionne étroitement le besoin de stockage de la batterie.
➡️ La présence d’une centrale solaire et ses caractéristiques : il est nettement plus facile d’amortir une batterie lorsqu’elle est rechargée à partir de panneaux photovoltaïques, qui produisent de l’électricité « gratuite ».
➡️ La configuration de batteries souhaitée : selon son prix d’achat, d’installation, sa chimie et sa capacité de stockage, le seuil de rentabilité varie sensiblement. La durée de vie également, certaines chimies étant plus durables que d’autres.
➡️ Le tarif de votre abonnement d’électricité : pour déterminer si le kilowattheure est moins cher sur le réseau ou via une batterie résidentielle.
Un mode « complet » vous permet d’affiner l’ensemble des paramètres, par exemple en renseignant la puissance maximale de sortie de la batterie. Nous vous recommandons de l’utiliser pour obtenir un résultat plus fidèle à la réalité.
Notre simulateur de rentabilité de batterie domestique est appelé à évoluer. N’hésitez pas à nous envoyer vos retours en commentant cet article ou via notre formulaire de contact.
Un an après sa mise en service officielle, le premier parc éolien flottant de France dresse un premier bilan. Les trois éoliennes situées au large de l’embouchure du Rhône revendiquent de belles performances, notamment un facteur de charge inédit en France.
Il préfigure le déploiement à grande échelle de parcs éoliens flottants sur les côtes méditerranéennes françaises. Le petit parc pilote Provence Grand Large (PGL), développé par EDF Power Solutions (ex-EDF Renouvelables), souffle sa première bougie. Mises en service commercial en juin 2025, les trois éoliennes Siemens Gamesa de 8,4 mégawatts (MW) ont produit pas moins de 94 000 mégawattheures (MWh) sur l’année écoulée selon l’énergéticien.
Situées à 17 km au large de l’embouchure du Rhône, elles sont placées à un endroit idéal pour capter les vents puissants et fréquents du mistral. Ce qui explique certainement son facteur de charge annoncé à 45 % selon EDF (42,6 % selon nos calculs). Une performance « parfaitement en ligne avec les objectifs que nous nous sommes fixés », d’après Pierre-Emmanuel Guillot, le directeur stratégie d’exploitation éolien en mer chez EDF Power Solutions.
L’éolien flottant, plus performant que l’éolien posé
Pour information, le facteur de charge désigne la proportion d’électricité réellement produite par une centrale par rapport à celle qui aurait été produite si cette dernière tournait à 100 % de puissance 100 % du temps.
Dans l’éolien en mer, ce facteur de charge s’établit généralement autour de 38 % avec de grandes variations selon les parcs. Le record européen étant détenu par le parc flottant Hywind Scotland, qui affichait 54 % en 2022. Sur terre, les éoliennes dépassent rarement 25 % de facteur de charge. Unique parc éolien flottant de France, Provence Grand Large devance les fermes éoliennes marines dites « posées », sur les côtes atlantiques de l’hexagone. Celle de Saint-Nazaire a réalisé 37 % en 2025 et celle de Saint-Brieuc 35 % en 2024. Il semble donc s’ériger comme le site éolien le plus performant du pays.
Un signal encourageant pour les 1500 MW d’éolien flottant qui doivent s’installer au cours de la prochaine décennie dans le golfe du Lion.
C’est l’un des monuments de l’histoire électrique française, et il est toujours capable de produire l’équivalent de la consommation de 41 000 habitants. Le barrage d’Éguzon vient de franchir la barre symbolique des 100 ans d’activité. Malgré un premier siècle mouvementé, il devrait participer activement à l’électrification de la France.
C’est un anniversaire qui ne se rate pas. Le barrage d’Éguzon, situé dans l’Indre, vient de fêter ce week-end le centenaire de son inauguration. Construit à partir de 1917, le barrage devait d’abord mesurer 35 mètres de haut. Mais après de nombreuses modifications de projet, il a fini par atteindre la cote définitive de 61 mètres de hauteur à partir des fondations. Le barrage a donné naissance au lac de Chambon, retenue d’une superficie de 3,17 km² et d’un volume de 57 millions de mètres cubes.
Équipé de 6 turbines Francis de 12 MW, il affiche une puissance totale effective de 70,6 MW. On est loin des 1800 MW du barrage de Grand’Maison, mais au moment de son inauguration, il est considéré comme le plus puissant barrage d’Europe et alimente la ville de Paris en électricité. Régulièrement rénové et remis à niveau par les équipes d’EDF, il a reçu en 2019 une turbine supplémentaire destinée à maintenir le débit minimal de la rivière Creuse, sur laquelle il est implanté.
Avec ses 100 ans de service, le barrage d’Éguzon fait parti des doyens du parc hydroélectrique français. Néanmoins, il ne s’agit pas du plus vieux barrage encore en activité. On peut par exemple citer le vénérable barrage de Rochebut, situé sur le Cher. D’une modeste puissance de 16,8 MW, il a été mis en service en 1909.
Du fait de sa puissance, le barrage d’Éguzon a joué un rôle stratégique majeur durant la seconde guerre mondiale. Situé en zone libre, il a très vite été occupé par les allemands, notamment pour alimenter des usines travaillant pour l’Allemagne.
Du fait de cette importance stratégique, les Alliés envisagent rapidement de le faire sauter. Les Résistants s’y opposent pour conserver l’outil de production, mais également pour éviter la destruction des communes situées en aval du barrage. À partir de ce moment, de nombreuses actions sont menées pour perturber la distribution d’électricité du barrage. L’intensité des sabotages culmine en mars 1944, quand une petite équipe de Résistants, comprenant notamment un Résistant de 16 ans, parvient à détruire 28 pylônes lors de la même opération. Finalement, le barrage est libéré en aout 1944 sans combats, ce qui permet sa remise rapide en exploitation.
Symbole de modernité dans les années 1960, la copropriété Parly 2 veut rester dans l’ère du temps en mettant en service une centrale géothermique capable de couvrir la consommation de 10 000 habitants, soit 70 % de ses besoins !
Il aura fallu 10 ans pour faire de la géothermie une réalité dans la plus grande copropriété d’Europe. Située à Chesnay-Rocquencourt dans les Yvelines, la copropriété de Parly 2 vient de mettre en service une toute nouvelle installation de géothermie destinée à couvrir 70 % des besoins en chauffage et en eau chaude sanitaire de ses quelque 7500 appartements.
Logements, bâtiments publics et hôpital branchés à la géothermie
La chaleur produite n’alimentera pas que les habitations, puisque la ville du Chesnay-Rocquencourt, qui a accompagné la mise en œuvre de la centrale géothermique, va acheter de l’énergie thermique à la copropriété pour alimenter certains de ses bâtiments comme l’hôtel de ville, la piscine ou encore l’hôpital Mignot.
Le complément de chauffage, environ 30 % de la consommation annuelle, est toutefois assuré par une chaufferie à gaz fossile. Selon le syndicat de la copropriété, l’arrivée de la géothermie ne devrait pas jouer sur le confort de chauffage des logements, mais devrait contribuer à la stabilisation des charges. De plus, la géothermie devrait avoir un impact favorable sur les diagnostics de performance énergétique et avoir un rôle positif sur la valorisation du patrimoine.
L’installation consiste en deux puits de 1500 mètres de profondeur qui viennent récupérer la chaleur du Dogger, une nappe d’eau naturellement chaude, située entre 1500 et 2000 mètres de profondeur. Le premier puits, dit de « production », permet de puiser l’eau chaude tandis que le second, dit de « réinjection », permet de rendre à la nappe toute l’eau puisée.
L’ensemble devrait produire environ 71 GWh de chaleur, ensuite distribuée à travers les 20 km d’un réseau de chaleur entièrement privé. Cela représente la consommation d’une ville de 10 000 habitants. La centrale, qui a nécessité un investissement de 35 millions d’euros, devrait éviter l’émission de 18 500 tonnes de CO₂ par an.
Le fournisseur d’électricité à prix dynamique Frank Énergie, récemment débarqué en France, propose une nouvelle offre destinée aux propriétaires de batteries domestiques. En la pilotant à distance en fonction des prix de l’électricité en temps réel, il promet de réaliser des économies sur la facture.
Avec Sobry, Frank Energy fait partie des deux seuls fournisseurs d’électricité proposant des contrats à tarification dynamique. Concrètement, le prix du kilowattheure évolue d’heure en heure, voire toutes les 15 minutes, pour suivre le cours de l’électron sur le marché de gros. Il n’y a plus d’heures pleines ni d’heures creuses : le tarif de l’électricité peut fluctuer considérablement d’un jour à l’autre, passant de valeurs négatives à des niveaux stratosphériques. Un peu comme une action en bourse, l’on peut y gagner en consommant fortement lorsque le cours est bas et en réduisant fortement sa consommation lorsqu’il est très haut.
Or, effectuer manuellement un tel numéro d’équilibriste avec l’électricité est particulièrement fastidieux. Il est possible de s’en affranchir en utilisant une batterie spécifiquement programmée pour recharger lors de prix faibles et bas et décharger quand le kilowattheure est cher. Frank Energy propose justement de prendre le contrôle des batteries domestiques de ses clients via une nouvelle offre baptisée « Stockage intelligent ». Ce mécanisme permet aux ménages de limiter leur exposition aux hausses de prix et de lisser leur facture. Effet collatéral : en stockant et restituant l’énergie de manière coordonnée, les batteries contribuent à stabiliser le réseau électrique, notamment lors des pics de consommation hivernaux ou des journées à forte production solaire.
Un algorithme qui décide à la place de l’utilisateur
L’offre « Stockage intelligent » fonctionne sans intervention du client. L’algorithme de Frank Energy analyse en continu les données du marché et choisit la meilleure source d’approvisionnement : réseau, batterie ou panneaux solaires, pour ceux qui en possèdent. Aucune programmation n’est nécessaire.
Pour les propriétaires de panneaux photovoltaïques, l’outil ajuste la stratégie de charge en fonction de la production locale. Il maximise l’autoconsommation solaire et peut même déclencher la revente du surplus si les prix du réseau sont attractifs. Le tarif de rachat moyen proposé par Frank Énergie est particulièrement séduisant puisqu’il s’élève à 10 centimes par kilowattheure, largement supérieur au tarif d’EDF OA.
Le service prend en charge les batteries de plus de 40 fabricants, dont AlphaESS, HyxiPower, Sigenergy, SolarEdge, Enphase et Eniris. Cette compatibilité large évite aux clients de changer d’équipement pour profiter du pilotage automatisé.
L’offre s’intègre dans une plateforme plus vaste développée par Frank Énergie, qui connecte et coordonne l’ensemble des appareils électriques d’un logement. Chauffage, véhicule électrique, chauffe-eau ou électroménager peuvent ainsi être pilotés conjointement pour optimiser la consommation globale du foyer. Une approche qui vise à transformer la maison en un système énergétique cohérent, capable de tirer parti des fluctuations du marché sans demander d’effort à l’utilisateur.
Le prix de l’énergie n’a pas fini de faire parler. Si l’électrification des usages est pleine de sens pour bien des raisons, son coût pose question. Pour accélérer cette transition à l’échelle nationale, une solution vient d’être proposée au Premier ministre français.
Pour faire face aux enjeux climatiques, mais également aux enjeux de souveraineté énergétique, l’heure est plus que jamais à l’électrification. D’ailleurs, le Président de la République semble vouloir prendre le sujet à bras le corps, notamment avec l’organisation de l’Équipe de France de l’électrification.
Néanmoins, il reste un problème majeur : le prix de l’électricité, qui est toujours trop élevé. Pour avantager l’électricité et plus généralement l’énergie produite sur le sol français, l’Union française de l’électricité (UFE) vient de proposer une solution au Premier ministre Sébastien Lecornu, par l’intermédiaire d’un courrier : celle de baisser la fiscalité des énergies produites en France.
Pour organiser cette baisse de la fiscalité, l’UFE propose d’inscrire cette thématique aux travaux préparatoires à la loi des finances de 2027. En parallèle, l’association envisage l’organisation « d’assises de la fiscalité énergétique » avec l’objectif de trouver le bon compromis concernant cette baisse de taxe sur les énergies nucléaires, renouvelables et biogaz.
La fiscalité des énergies : un sujet brûlant à court et long terme
La proposition de l’UFE s’appuie notamment sur le fait que la fiscalité actuelle porte des incohérences avec par exemple le diesel qui est moins taxé que l’essence, ou le gaz qui est moins taxé que l’électricité. Toujours selon l’UFE, un consensus politique semble émerger sur le sujet, alors qu’il divisait il y a encore quelques années. On notera que les Républicains ont récemment publié une tribune dans le journal Le Monde pour la baisse du prix de l’électricité en France.
Néanmoins, le sujet est plus complexe qu’il n’y paraît. D’ailleurs, l’enjeu financier est colossal pour l’État, car la fiscalité énergétique française représente un total de presque 60 milliards d’euros chaque année, soit 2 % du PIB national. Sur ces 60 milliards d’euros, deux tiers proviennent des énergies fossiles et plus précisément du pétrole.
Une baisse de la fiscalité pourrait causer un trou dans le budget de l’État à court terme, mais également à long terme. D’ailleurs, selon le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO), organisme lié à la Cour des comptes, les recettes d’accises devraient baisser de 30 milliards d’euros avec la sortie des énergies fossiles. L’électricité ayant un meilleur rendement que le pétrole, la quantité totale d’énergie nécessaire devrait tout simplement baisser, et les recettes fiscales associées aussi.
Se passer des énergies fossiles, c’est bien pour le climat mais pas pour les finances de l’État dans l’immédiat.
Les finances publiques pourraient pâtir du manque de recettes fiscales à mesure que le pétrole, un produit énergétique taxé, sera moins consommé, au profit notamment de l’électricité. On n’y est pas encore, mais c’est l’un des principaux enseignements du rapport publié le 3 juin par le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO), un organisme rattaché à la Cour des comptes.
Aujourd’hui, les carburants, le gaz et le fioul rapportent beaucoup à l’État. En 2024, la fiscalité énergétique (toutes énergies confondues) a rapporté 59,7 milliards d’euros, c’est 2 % du PIB français. Elle vient des accises sur les produits énergétiques qui ont généré 39,5 milliards d’euros auxquelles s’ajoutent 17,6 milliards d’euros de TVA et quelques résidus.
Et comme on peut s’en douter, ces recettes proportionnelles au prix et au volume acheté vont s’amenuiser avec le pétrole. En s’appuyant sur les hypothèses de la future Stratégie nationale bas carbone (SNBC), la Direction générale du Trésor estime que les recettes nettes d’accise sur l’énergie pourraient perdre 7 à 10 milliards d’euros dès 2030 et 15 à 30 milliards d’euros en 2050. Dans le scénario le plus défavorable, c’est un point de PIB.
L’électrification des usages, le développement des véhicules électriques, la rénovation thermique des bâtiments ou encore la baisse de la consommation d’énergie fossile réduiront progressivement l’assiette fiscale sur laquelle repose aujourd’hui une part importante des recettes publiques. Et le rapport souligne que les revenus des marchés carbone (qui étalent leur champ d’application progressivement) ne pourront pas compenser cette perte, puisqu’ils vont eux-mêmes diminuer à mesure que les émissions de gaz à effet de serre reculeront.
Et donc, comment remplacer ces recettes ? Le CPO a quelques idées. Il recommande de maîtriser les dépenses publiques et de recourir à d’autres prélèvements sur les usages de l’énergie, sur des produits dont la demande est peu sensible aux prix sur la consommation. Le rapport mentionne aussi la fiscalité des véhicules ou celle liée à l’usage des infrastructures routières.
L’électricien français vient de demander l’autorisation au gendarme du nucléaire de reporter certains des contrôles de la VC1, la première visite de contrôle d’envergure du nouveau réacteur de Flamanville, qui doit débuter le 26 septembre prochain. Pour améliorer son image, EDF ne veut plus entendre parler de retard, quitte à rogner provisoirement sur les activités de contrôle et de maintenance.
350 jours, pas un de plus. Voilà la durée prévue par EDF pour réaliser la VC1, première visite complète de l’EPR de Flamanville. Cette opération d’envergure a pour objectif de vérifier l’ensemble du fonctionnement du nouveau réacteur tricolore, un an après sa mise en service commerciale. Le programme de cette opération est colossal, puisqu’on compte, au total, 20 000 activités techniques à réaliser en un peu moins d’un an. Pour y arriver, ce sont près de 2500 salariés d’EDF qui sont mobilisés.
Il y a quelques mois, le directeur du réacteur n°3 se voulait rassurant sur la tenue des délais en indiquant que la VC1 était en pleine préparation, et que le calendrier était découpé par modules pour y parvenir. Néanmoins, alors que la date de déconnexion du réacteur approche, la confiance semble se déliter du côté d’EDF. L’électricien français aurait demandé à reporter certaines activités de contrôle des équipements sous pression, pour alléger la charge de travail. Si ce type de lissage se pratique déjà sur d’autres centrales, il témoigne tout de même de la situation dans la centrale de Flamanville.
Maintenant que la demande a été faite, c’est à l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection de trancher. Malgré cette demande d’allègement, les opérations les plus emblématiques de cette VC1 seront maintenues. Parmi ces opérations, on peut citer le chargement du combustible, les tests hydrauliques du circuit primaire principal, mais également l’inspection de la cuve par téléopération.
Rappelons qu’EDF va profiter de cet arrêt longue durée pour remplacer le couvercle de la cuve du réacteur. Sujet majeur de sûreté nucléaire, le couvercle actuellement en place comporte des anomalies dans sa composition. Certaines zones du couvercle affichent une ségrégation positive de carbone qui diminue les marges mécaniques de l’acier. Découvert en 2015, ce problème a fait l’objet de nombreux échanges entre l’ASN et EDF. Finalement, en 2023, l’ASN a accepté que le couvercle de la cuve soit utilisé mais remplacé dès la première visite complète.
Elle a coûté 9,7 milliards d’euros, pour quel but exactement ? La Cour des comptes se demande si la renationalisation d’EDF était vraiment justifiée.
La prise de contrôle à 100 % d’EDF par l’État date de juin 2023 et avait coûté 9,7 milliards d’euros. Mais était-elle vraiment nécessaire ? Dans un rapport publié le 28 mai, la Cour des comptes répond plutôt non, comptablement parlant. Les magistrats de la rue Cambon jugent que cette renationalisation complète est une opération coûteuse dont l’utilité n’est pas démontrée à ce jour.
Élisabeth Borne, quelques mois après la réélection d’Emmanuel Macron et le discours de Belfort consacrant la relance du nucléaire, déclarait que sortir EDF de la bourse était un moyen de reprendre le contrôle sur les décisions stratégiques et de les accorder avec les décisions politiques. L’État avait racheté les parts des actionnaires minoritaires.
Mais pour la Cour des comptes, les arguments de l’époque étaient fragiles. « Ni les impératifs de souveraineté et d’indépendance énergétiques, ni les besoins de financement du groupe ou la volonté de renforcer son pilotage opérationnel n’imposaient une détention à 100 % de la société EDF par l’État », écrivent les magistrats. Ils rappellent que les pouvoirs publics détenaient déjà 83,7 % du capital, suffisant pour exercer un contrôle sur l’entreprise. Et le rachat n’a pas permis de régler ses problèmes de dette (51 milliards en 2025) non plus, même si la note s’est stabilisée et a même augmenté selon l’agence Standard & Poor’s.
Les conditions financières de la renationalisation ensuite. L’État a proposé 12 euros par action aux actionnaires minoritaires, 40 % au-dessus du cours de Bourse observé. L’Agence des participations de l’État opérait sa plus grosse opération depuis sa création en 2004. La Cour juge qu’une prime de 30 % aurait permis d’économiser près d’un milliard d’euros. Et les milliards dépensés n’ont pas bénéficié directement à EDF. « La prise de contrôle à 100 % n’a apporté aucun financement nouveau au groupe », souligne-t-elle, puisqu’ils ont été versés aux actionnaires sortants.
Même si elle est souvent pessimiste, c’est son rôle de gendarme, la cour admet que la sortie de Bourse a simplifié la structure capitalistique du groupe et permis de mettre fin aux tensions récurrentes entre ce que veulent les marchés (plutôt de rentabilité court terme) et les besoins d’investissements de long terme liés notamment au nouveau nucléaire voulu par l’État.
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
Connexion
) 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 !
(@TristanKamin) 
