C’est une première mondiale. À Gand, en Belgique, la société BeHydro vient de faire certifier un moteur fonctionnant exclusivement à l’hydrogène par la société de classification Lloyd’s Register. Cette annonce marque une étape importante vers la décarbonation du secteur maritime, responsable de 3% des émissions de CO2 de la planète.

C’est l’entreprise BeHydro qui est à l’origine de cette première mondiale. L’entreprise belge a été lancée en 2020 par les sociétés Anglo Belgian Corporation (ABC) et CMB.TECH, avec pour mission de mettre au point une motorisation hydrogène adaptée au secteur maritime. Pour atteindre cet objectif, l’entreprise a d’abord fait certifier un moteur bicarburant en 2023, aussi bien capable de fonctionner au gazole qu’à l’hydrogène. Ce moteur, qui permet de réduire largement la consommation d’énergies fossiles d’un navire, équipe déjà deux remorqueurs. Le premier, appelé Hydrotug 1, navigue dans les eaux du port Anvers-Bruges et embarque une réserve de 415 Kg d’hydrogène à son bord sous forme de bouteilles. Le deuxième, fabriqué au Japon, stocke 250 kg d’hydrogène dans des réservoirs haute pression, et équipé de deux moteurs V12 de 4400 chevaux.

Selon les versions, le nouveau moteur développé par BeHydro, cette fois 100% hydrogène, pourra afficher des puissances comprises entre 1200 et 3580 chevaux. Il se destine aux remorqueurs, bateaux-pilotes et autres navires de servitude. Il permettra ainsi aux ports de réduire leurs émissions de CO2 grâce à des bateaux fonctionnant avec 100% d’hydrogène.

Une solution encore imparfaite

En matière de propulsion, l’hydrogène est souvent utilisé sous forme d’une pile à hydrogène associée à des moteurs électriques. BeHydro a choisi une autre direction en concevant un moteur à combustion interne, qui fonctionne de la même manière qu’un moteur essence ou diesel. En revanche, ce moteur a été spécialement conçu pour prendre en compte les particularités de l’hydrogène, à savoir une très grande plage d’inflammabilité, une tendance à chauffer rapidement ou encore des risques de pré-allumage.

Pour l’heure, la propulsion hydrogène n’est pas adaptée à des navires de plus grande taille ou de plus grande autonomie, car le stockage de l’hydrogène reste un défi à surmonter. Dans des conditions atmosphériques normales, l’hydrogène affiche un très petite masse volumique, ce qui le rend difficile à stocker et transporter. Pour résoudre ce problème, il existe trois solutions : le refroidir à -254°C pour le liquéfier, le comprimer à plus de 350 bar, ou le stocker sous forme d’ammoniac. Ces trois pistes sont étudiées, mais soulèvent de nombreux défis techniques.

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C’est une excellente nouvelle pour la filière française de l’éolien offshore. BW Ideol et NGE viennent d’annoncer un partenariat pour construire une usine à fondation flottante sur le site dédié de Fos-sur-Mer. L’installation doit être mise en service d’ici 2030. 

Les ports français continuent de s’organiser pour soutenir le développement de l’éolien offshore au large des côtes françaises et même au-delà. Du côté de Port-la-Nouvelle ou de Brest, les aménagements prévus devraient permettre l’assemblage d’éoliennes offshore. À Fos-sur-Mer, la plateforme industrielle DEOS sera principalement dédiée à la fabrication de flotteurs.

D’ailleurs, BW Ideol et NGE envisagent un investissement de 200 millions d’euros pour la construction d’une usine de flotteurs en béton, d’une superficie de 30 hectares pour 400 mètres linéaires de longueur de quai. Cette usine devrait permettre la construction de 30 fondations flottantes par an, soit l’équivalent de 500 MW. Au total, 1300 emplois devraient être créés pour l’occasion.

Il n’est pas impossible que d’autres projets de construction de fondations d’éoliennes émergent sur la plateforme de 120 hectares de Fos-sur-Mer. Si l’ensemble devait d’abord accueillir toutes les étapes de construction et d’assemblage d’éoliennes flottantes, la proximité de la base aérienne 125 d’Istres limite la hauteur des structures sur le site à 190 mètres. On retrouvera donc principalement des infrastructures dédiées aux fondations flottantes d’éoliennes.

La technologie Damping Pool

Cette nouvelle usine, répondant au nom de Fos3F, permettra la construction de flotteurs de type Damping Pool déjà déployés en France par BW Ideol. C’est cette technologie de flotteur qui équipe Floatgen, la toute première éolienne flottante française située au large du Croisic. Une deuxième unité avait été déployée en 2018 dans la mer du Japon. Ces deux éoliennes, toujours en fonctionnement, affichent une puissance respective de 2 MW et 3 MW.

Ce type de flotteur, construit en acier ou en béton, prend la forme d’un carré avec un puits central. Quand de la houle met le flotteur en mouvement, l’eau située dans le puits se met également en mouvement, mais avec un décalage. C’est ce mouvement d’eau en décalage avec le roulis et le tangage du flotteur qui en réduit les oscillations.

Grâce aux données récupérées avec les deux premiers prototypes, cette technologie a plus récemment été déployée sur le parc EOLMED au large de Port-La-Nouvelle. Ce parc, composé de 3 éoliennes de 10 MW, génère de l’électricité depuis avril dernier.

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13 km de galeries, 450 forages, 15 milliards de dollars engloutis mais pas un gramme de déchet radioactif stocké. Voilà le triste bilan du centre américain de stockage des déchets radioactifs en couche géologique. Arrêté après presque 30 ans de développement, ce projet illustre la difficulté de mener à bien une solution de gestion des déchets radioactifs à long terme. 

Si on ne cesse de trouver de nouvelles méthodes de production d’énergie à partir de la fission nucléaire, la gestion des déchets qui en résulte reste un immense casse-tête. En France, le projet Cigéo suit son cours, et devrait permettre le stockage des déchets de haute activité et à longue vie. Mais aux États-Unis, la situation est au point mort depuis 2010, lorsque l’administration américaine a retiré la demande de licence du Cigéo américain, situé en plein cœur du Nevada.

Pourtant, tout avait bien commencé. En 1982, les États-Unis votent le Nuclear Waste Policy Act, un texte de loi qui impose de trouver un site destiné à enterrer définitivement les déchets les plus radioactifs des centrales civiles et des programmes militaires américains. Au départ, 9 sites sont en lice pour accueillir ce projet. En 1987, c’est finalement la Yucca Mountain qui est choisie comme site de dépôt national permanent de déchets nucléaires. Les principales raisons de ce choix sont liées à l’éloignement du site des grandes villes, au climat particulièrement rude et à la géologie du site jugée stable.

Opposition des autochtones et élus locaux

Située dans le désert des Mojaves, Yucca Mountain a été formée par les roches éjectées d’un volcan désormais éteint. De ce fait, elle est constituée d’un tuf volcanique considéré comme dense et peu poreux. Le projet prévoit le stockage des fûts de déchets à 280 m sous le sommet de la montagne. Officiellement, 15 milliards de dollars sont dépensés pour développer ce dépôt, donnant lieu à la création de 13 km de galeries et à la réalisation de 450 forages. Le développement du projet aboutit à une demande de licence auprès de la Nuclear Regulatory Commission (NRC) en 2008.

En parallèle, le projet subit d’importantes critiques, en particulier des élus locaux et de communautés autochtones. Le transit de plusieurs convois ferroviaires nucléaires par jour pendant plusieurs dizaines d’années fait partie des principales sources d’inquiétudes. Ce n’est pas tout : le projet divise même au sein de la NRC pour des raisons économiques et de calendrier. Finalement, ces nombreuses tensions ont raison du projet, qui est gelé par l’administration Obama en 2010, puis complètement arrêté par la NRC en 2011.

Les éternels sites de stockage provisoires

Il semble que les États-Unis se dirigent désormais vers une solution décentralisée, avec des sites de recherche et développement dédiés au cycle de vie du nucléaire. Néanmoins, la situation reste problématique car les déchets radioactifs s’accumulent dans des centres de stockage provisoires proches de la saturation. Les déchets sont même stockés sur des sites arrêtés ou en cours de démantèlement. C’est le cas de la centrale californienne de San Onofre. Arrêtée en 2012, et soumise à un fort risque sismique, elle abrite 536 tonnes de déchets radioactifs.

La situation américaine n’est pas unique, et témoigne parfaitement des difficultés associées à la gestion des déchets radioactifs. Au-delà des défis techniques et technologiques, le maintien d’un projet coûteux mais pas lucratif sur le temps long constitue peut-être le plus gros défi. Il faut, en effet, pouvoir garder un cap défini durant plusieurs dizaines d’années malgré les changements politiques et les coupes budgétaires.

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Les consommations très élevées en carburant des bateaux de plaisance sont peut-être de l’histoire ancienne. Une entreprise française est parvenue à concevoir un catamaran 100% électrique, qui ne rejette donc pas de CO₂ à l’utilisation. Son secret ? Un toit couvert de panneaux solaires. 

Le secteur des transports et loisirs maritimes fait partie des challenges les plus difficiles à résoudre de la transition énergétique. Et si des solutions commencent à émerger pour le transport maritime à grande échelle, il existe encore très peu d’initiatives pour rendre les navires de plaisance plus propres. C’est à ce défi qu’a décidé de s’atteler Millikan Boats. L’entreprise, née en Normandie en 2022, travaille à réinventer l’expérience de la navigation en la rendant silencieuse et décarbonée.

Les quatre dernières années de recherche ont abouti à la présentation du Millikan M9, puis il y a quelques mois, du M10. Il s’agit d’un catamaran électrosolaire de presque 10 mètres de long, qui n’embarque aucun moteur thermique. D’un point de vue conception, le navire est d’abord ultra-léger puisqu’il affiche 3,5 tonnes sur la balance en ordre de marche. À titre de comparaison, le Aventura 10 Power, rare catamaran à moteur de la même catégorie (10 mètres), pèse 6,4 tonnes. Ce poids plume est rendu possible par sa conception et par l’utilisation de matériaux connus pour leur légèreté aussi bien pour la structure que pour l’aménagement, avec l’aluminium pour la structure du toit ou le liège pour le parement des meubles des cabines.

Une centrale solaire de 6 kWc sur le toit

C’est d’ailleurs sur ce toit qu’est cachée toute la particularité de ce catamaran. Il est, en effet, couvert de panneaux photovoltaïques pour permettre un chargement presque permanent des batteries. Même certaines parois latérales équipées de panneaux solaires peuvent être relevées à l’horizontal, portant la puissance totale à 6 kWc. Côté batterie, le bateau est doté de 41 kWh de capacité, qui peuvent être augmentés à 61,5 kWh.

Cette association panneaux/batteries confère au bateau une autonomie de 100 miles nautiques (185 km) à une vitesse de croisière de 8 nœuds (14,8 km/h). À seulement 5 nœuds, lorsque la météo le permet, le catamaran possède même virtuellement une autonomie illimitée puisque les panneaux produisent plus que la puissance demandée par les moteurs.

Le transport maritime : un secteur extrêmement difficile à décarboner

Il faut reconnaître qu’avec ces 8 nœuds de vitesse de croisière, le Millikan M10 n’est pas une référence en termes de performance. Cela représente une vitesse normalement réservée aux voiliers, tandis que les bateaux à moteur dépassent souvent allègrement les 20 nœuds. Néanmoins, le résultat énergétique reste très impressionnant, car dans le monde du bateau de plaisance, les consommations sont souvent spectaculaires.

Pour avoir un ordre de grandeur, on considère souvent qu’un moteur de bateau essence consomme, en litre par heure, ⅓ de sa puissance. Un bateau de 300 chevaux va donc consommer aux alentours de 100 litres par heure (!). Pour les motorisations diesel, on parle d’un cinquième de la puissance.

En l’état, il est donc quasiment impossible de rivaliser avec l’essence ou le diesel sans se retrouver avec une autonomie quasi nulle. Pour l’heure, les solutions de décarbonation sont principalement réservées à la vie à bord avec la mise en place de panneaux solaires, en particulier sur les voiliers. Il existe également des solutions d’hydrogénération qui ont l’avantage de fonctionner peu importe la météo, mais qui ont l’inconvénient d’avoir un impact négatif direct sur la vitesse du navire.

Mais avec ce M10, les chantiers Millikan de Caen ouvrent la voie à une nouvelle catégorie de bateaux qui rendent possible d’associer environnement et plaisance.

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Par bien des aspects, l’architecture des turbines à axe horizontal parait peu adaptée à un déploiement offshore à cause des contraintes imposées aux flotteurs. Faute de mieux, c’est pourtant cette technologie que l’on retrouve installée un peu partout dans le monde, à l’image des trois projets français déployés en Méditerranée. Au Japon, un consortium industriel est parti d’une feuille blanche pour réinventer l’éolien en mer, en espérant en faire baisser le coût. 

Dans la baie d’Iki, à l’ouest du Japon, on peut désormais observer une éolienne flottante qui ne ressemble en rien aux turbines actuelles. Il s’agit d’un prototype d’éolienne à axe vertical, d’une puissance de 20 kW pour un diamètre de turbine de 9,3 m. Développé par un consortium industriel japonais, appelé FAWT (Floating Axis Wind Turbine), il doit valider la faisabilité technique d’une telle architecture avant de passer à un prototype plus imposant.

Techniquement, cette éolienne se compose d’un flotteur cylindrique qui tourne simultanément au rotor vertical. L’ensemble est légèrement incliné, de l’ordre de 20° en fonction de la vitesse du vent, pour améliorer la production. Ce dessin a pour principal avantage d’abaisser le centre de gravité de la structure émergée. Les contraintes mécaniques exercées sur le flotteur étant moins importantes, ce dernier peut être réduit, ce qui le rend moins onéreux.

Redéfinir les éoliennes selon les contraintes de la mer

Avec ce projet d’éolienne verticale, le consortium japonais veut revisiter le concept d’éolienne offshore pour ne pas le réduire à une extension des éoliennes terrestres. Ici, l’éolienne est redéfinie en fonction des contraintes que l’on retrouve au large. C’est d’autant plus important pour le Japon que le pays est en retard sur le déploiement de capacités de production d’énergie renouvelable. Néanmoins, il a le désavantage de n’avoir que très peu de zones côtières peu profondes. Ce projet vise donc à accélérer le déploiement de l’éolien offshore, tout en favorisant la création d’une filière industrielle nationale.

Cette fois, c’est la bonne ?

Reste à savoir si ce projet dépassera réellement le stade du prototype. Sur le papier, le principe de l’éolienne à axe vertical multiplie les avantages. De nombreuses startups ont eu l’ambition de révolutionner l’éolien offshore avec des turbines à axe vertical, mais pour le moment, aucune n’a atteint le stade de la commercialisation. C’est vrai pour World Wide Wind, SeaTwirl ou encore Nenuphar.

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

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

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

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

Newcleo veut conquérir l’Amérique

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

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

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

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

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

Un système qui protège les rivières françaises

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

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

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

Un système applicable aux autres centrales françaises ?

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

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

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

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

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

Une nouvelle organisation depuis le 1er janvier

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Véhicules électriques, pompes à chaleur et électrification des processus industriels

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un gain important à des moments cruciaux

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

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

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