Parfois qualifiées « d’émirats municipaux », les communes accueillant les centrales nucléaires françaises sont généralement très bien loties. Cette situation devrait perdurer avec le programme de relance du nucléaire qui prévoit la construction de 6 EPR2. 

Si le financement définitif des deux EPR2 de Penly n’a pas encore été validé, les travaux préparatoires, eux, ont bel et bien commencé. Sur le site de la centrale, les équipes d’Eiffage Génie Civil s’affairent autour de l’emplacement des deux futurs réacteurs dans le but de préparer la plateforme, et de renforcer la digue existante. Mais il n’y a pas que sur le site de la centrale que les projets de travaux s’accumulent.

Les chiffres sont impressionnants : on prévoit près de 9 000 places de parking supplémentaires, 6 000 nouveaux logements, et un nouvel hôpital de 45 millions d’euros, qu’EDF a aidé à financer. L’impact du chantier des 2 EPR2 va jusqu’à Dieppe, où le service des urgences devrait être agrandi, et la gare modernisée. Au Tréport, la municipalité a même racheté un camping à la ferme pour accueillir des ouvriers du chantier, et ainsi éviter l’engorgement des campings municipaux.

Des communes abreuvées d’emplois

Ce branle-bas de combat général est loin d’être anecdotique pour Petit-Caux, la nouvelle commune qui englobe 18 communes réparties autour de la centrale. Au plus fort de l’activité, ce sont près de 8 000 salariés qui sont attendus sur le chantier, soit presque autant que toute la population de la commune. Dans bien des cas, les salariés devraient d’ailleurs venir avec leur famille, augmentant d’autant plus les besoins des collectivités locales.

Même pendant la phase d’exploitation, à partir de 2038 si tout va bien, ce sont plus de 3 000 personnes qui devraient continuer de travailler sur le site. De ce fait, les capacités de toutes les infrastructures publiques vont devoir être revues à la hausse : écoles, lycées, équipements sportifs, etc.

Centres aquatiques, festivals et coquetteries

Heureusement, les communes qui accueillent des centrales nucléaires bénéficient historiquement d’une situation économique (très) favorable. Dès le début du programme nucléaire, dans les années 1960, EDF a privilégié l’installation des centrales dans de petites communes rurales, à quelques exceptions près. Comme l’explique ce dossier, réalisé par Géoconfluences, en décembre 2017, ces petites communes ont pu profiter de taxes foncières sur bâti et non bâti dont le montant repose sur la valeur des biens présents dans les centrales.

Comprenez qu’EDF verse des taxes très élevées à des communes comptant peu d’administrés. Ces retombées fiscales ont permis à ces communes de réaliser des travaux d’embellissement, et bien plus encore. Le village de Belleville-sur-Loire, par exemple, qui accueille la Centrale de Belleville, a procédé à l’enfouissement de l’ensemble des réseaux électriques et téléphoniques de la commune. Du fait de ces budgets municipaux très élevés, les communes en question ont pu multiplier les investissements dans des infrastructures de loisir particulièrement inhabituelles compte tenu de leur nombre d’habitants.

Par exemple, les villages d’Avoine (1 900 habitants), Golfech (1 000 habitants) ou Dampierre-en-Burly (1 400 habitants) possèdent tous les trois des piscines, voire même des centres aquatiques ! Certaines de ces communes ont même organisé des festivals à portée internationale, à l’image de Belleville-sur-Loire avec Val en Jazz ou Avoine avec Avoine Zone Groove.

Une pluie d’avantages pour les habitants

Pour les habitants, les avantages ne s’arrêtent pas là. Avant qu’elle soit supprimée, la taxe d’habitation était également très avantageuse dans les communes concernées. À Avoine, en 2016, elle était affichée à seulement 0,10 % contre 12 % de moyenne pour les autres communes similaires du département. Enfin, d’autres services ont pu être déployés comme à Chooz. Dans le petit village de 800 habitants, chaque foyer est gratuitement équipé de la fibre optique, et d’un décodeur donnant accès au bouquet de chaînes de Canalsat.

Du fait de cette situation financière exceptionnelle, on comprendra donc pourquoi les habitants des communes accueillant des centrales nucléaires sont généralement favorable à la présence de la centrale. Le débat autour de la potentielle fermeture de Fessenheim, en 2012, en est l’exemple parfait. Les communes ayant affiché un soutien au maintien de la centrale étaient toutes situées à proximité directe du site, tandis que le reste du département appelaient globalement à la fermeture du site.

L’article En accueillant une centrale nucléaire, ces villages français sont devenus de petits Dubaï est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les Américains ont longtemps produit les matériaux nécessaires à développer leur arsenal nucléaire sur le site de Hanford. Alors qu’ils continuent à travailler à sa décontamination, un projet de construction de la plus grande ferme solaire du pays vient d’y être lancé.

Le complexe nucléaire de Hanford. Près de 1 500 km² dans l’État de Washington. Il est réputé être le site qui présente la contamination radioactive la plus importante des États-Unis. C’est là qu’a été produit le plutonium qui a servi à fabriquer la bombe qui a tué plus de 50 000 personnes à Nagasaki, en août 1945. Au reste de l’arsenal nucléaire du pays, aussi. Au total, près de 70 tonnes de plutonium sont sorties de là jusque dans les années 1980. Sans qu’il soit toujours pris soin de la manière de le faire. Et de gérer les déchets générés. D’abord, peut-être par ignorance. Puis, sans doute plus par négligence.

Un site contaminé par les déchets nucléaires

Longtemps, le sceau du secret militaire a empêché une décontamination correcte de la zone. Les premiers déchets nucléaires produits sur le complexe de Hanford ont en effet été enterrés dans le désert sans qu’il soit noté où. En 1990, une inspection a révélé plus de 200 km² d’eaux souterraines contaminées. Le résultat, notamment, de fuites radioactives observées sur beaucoup de 177 réservoirs de stockage présents sur le site. Des réservoirs qui contenaient initialement des centaines de millions de litres de boues radioactives !

Des opérations de décontamination ont fini par être mises en œuvre. Mais, même si le niveau a baissé, les autorités estiment toujours que 150 km² d’eaux souterraines restent contaminés. Un accord vient d’être signé pour accélérer les travaux sur les 15 années à venir. Il est toutefois d’ores et déjà en péril. En cause, des licenciements ordonnés par Donald Trump dans le cadre de sa politique de réduction des effectifs fédéraux. Quoi qu’il en soit, l’administration estime que la décontamination du site coûtera entre 300 et 650 milliards de dollars et ne sera pas achevée avant 2070.

Après les déchets nucléaires, une immense centrale solaire

Et c’est dans ce contexte et sur la partie du site désormais considérée comme « suffisamment sûre » que la société Hecate Energy vient de prendre l’initiative de construire ce qui devrait devenir ni plus ni moins que la plus grande ferme solaire des États-Unis. Le projet : installer, sur environ 40 km² — le tout à seulement 32 km de celui qui a été le premier réacteur nucléaire à grande échelle du monde —, quelque 3,45 millions de panneaux photovoltaïques pour une puissance totale de 2 gigawatts (GW) — c’est bien plus que la plus grande ferme solaire actuelle de 802 mégawatts (MW) située dans le Nevada — ainsi que 2 GW de batteries. De quoi alimenter, dès 2030, tous les foyers de Seattle, San Francisco et Denver.

Le projet était soutenu par l’administration Biden. Mais il pourrait bien être interrompu par la politique peu favorable aux énergies renouvelables de Donald Trump. Hecate Energy, de son côté, se veut rassurant, qualifiant l’initiative de solide et rappelant que, quelle que soit l’orientation politique du pays, la région a besoin de plus d’électricité. Au total, le projet doit coûter 4 milliards de dollars.

L’article Ce complexe nucléaire mythique se transforme en immense centrale solaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Emmanuel Macron a évoqué la dissuasion nucléaire française au détour d'une visite de la base aérienne 116 de Luxeuil-Saint-Sauveur. Il a été question d'un « missile nucléaire hypersonique » qui sera emporté par les avions de combat Rafale. Un sujet que connaissent déjà les militaires, moins le grand public.

Le 17 mars 2025, le président de la République a réuni à l’Élysée le quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN). Cette instance, qui fixe les grandes orientations de la politique nucléaire française, a permis d’arrêter plusieurs décisions stratégiques sur le programme EPR2, le financement du nouveau nucléaire, l’approvisionnement en uranium et la fermeture du cycle du combustible.

Un conciliabule resserré pour acter des changements sur le programme EPR2. Initialement prévue pour 2035 au mieux, la mise en service du premier des six nouveaux réacteurs devrait finalement intervenir en 2038. Pour rappel, ils seront implantés à Penly, Gravelines et au Bugey. EDF est désormais sommé par l’Élysée de présenter d’ici la fin de l’année un chiffrage engageant sur les coûts et le calendrier du projet. Mais l’énergéticien français s’y refuse, arguant la difficulté de chiffrer précisément ce type de chantier alors que l’Élysée ne veut pas revivre les dépassements de Flamanville.

Pour assurer la construction des EPR2, l’Élysée a confirmé le recours à un modèle de financement hybride : l’État garantira un prêt bonifié couvrant au moins la moitié des coûts de construction, suivant un modèle déjà validé par l’Union européenne pour la centrale tchèque de Dukovany. Un contrat pour différence a été adopté pour fixer un prix maximal de 100 euros par mégawattheure (euro 2024). Ce dispositif devrait permettre d’aboutir à une décision finale d’investissement en 2026.

Un projet Astrid 2.0 pour relancer la filière des surgénérateurs ?

Face aux enjeux de sécurisation des approvisionnements, le CPN a validé une stratégie de développement des activités minières d’Orano. Dans la même logique, le Conseil a confirmé la poursuite des investissements dans l’aval du cycle à la Hague avec une nouvelle piscine d’entreposage des combustibles usés qui devrait être mise en service d’ici 2040. Le gouvernement a aussi souhaité relancer les recherches sur la fermeture du cycle du combustible pour, à long terme, se passer des importations d’uranium naturel. EDF, Framatome, Orano et le CEA devront remettre un programme de travail et une proposition d’organisation industrielle d’ici la fin de l’année 2025.

Le Conseil a acté le lancement de travaux préparatoires sur les réacteurs à neutrons rapides. Ils permettent de fermer le cycle du combustible. L’idée de relancer un projet comparable à Astrid, abandonné en 2019, refait ainsi surface. Le Secrétariat général pour l’investissement (SGPI) est, quant à lui, chargé de piloter la poursuite de l’accompagnement des petits réacteurs modulaires, en vue de la mise en service d’un démonstrateur dès le début des années 2030.

Les détracteurs du CPN accusent son fonctionnement – Médiapart parle d’une « anomalie démocratique -, sa cible 100 % nucléaire (excluant les renouvelables) et la subvention publique déguisée, sous forme de prêt à taux zéro, de 57 à 125 milliards d’euros selon l’association Énergies renouvelables pour tous.

L’article Un nouveau projet de surgénérateur nucléaire en France ? L’idée germe au sommet de l’État est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le début du chantier des EPR2 de Penly ne commence pas dans les meilleures conditions. Alors qu’un retard a déjà été annoncé par le gouvernement, la qualité du béton utilisé fait déjà polémique. Qu’en est-il réellement ?

Voilà une presse dont se seraient bien passées les équipes d’EDF. Les travaux préparatoires de la première paire française d’EPR2, à Penly, vont déjà bon train pour permettre une mise en service des nouveaux réacteurs d’ici 2038. Mais voilà que les premières interrogations pointent le bout de leur nez. Selon les médias Reporterre et Médiapart, il semblerait qu’il y ait des doutes sur la qualité du béton utilisé pour les travaux liés à la digue de protection des réacteurs. La fourniture des granulats pour ce béton a été confiée à Grave de Mer, une entreprise située à une quinzaine de kilomètres de la centrale, qui a déjà fourni les matériaux des premières tranches de la centrale.

Ce problème de qualité serait lié au fait que le sable fourni pour la fabrication du béton soit d’origine marine. Dans certaines conditions, en particulier au contact de l’humidité, sa composition peut entraîner une réaction alcani-granulat (RAG) dans le béton. Cette maladie du béton peut avoir des conséquences graves, et a touché de nombreuses structures emblématiques, comme la cité radieuse de Marseille, ou encore l’ancien pont de Térénez, dans le Finistère.

Pour éviter ce désordre, une seule solution, selon la réglementation française : respecter un pourcentage total de 70 % de silex dans les granulats du béton. Or, il semblerait que ce ratio soit, au mieux approximatif, au pire, pas respecté pour les premiers mètres cube de béton du chantier.

Le premier béton de l’îlot nucléaire espéré dans 2 ans

Pour cette raison, après une visite de site le 27 février dernier, l’ASNR a demandé à EDF d’apporter des justifications sur la qualité du béton utilisé avant mai 2025. Pour l’heure, le béton en question n’a quasiment pas été utilisé. Après une première phase de mise au point, la production des blocs cubiques rainurés vient de commencer le 4 mars dernier. Ces blocs de béton, qui seront au nombre de 15 000, constitueront la digue chargée de protéger la centrale des assauts de la mer.

La production de béton ne devrait pas fléchir pendant les 5 à 7 prochaines années. Le contrat d’Eiffage Génie Civil, d’un montant estimé à 4 milliards d’euros, comprend la fourniture de plus d’un million de mètres cubes de béton. Le béton du premier réacteur ne devrait pas avoir lieu avant 2 ans, si tout se passe comme prévu.

L’article Y a-t-il vraiment un problème avec le béton des futurs réacteurs EPR de Penly ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Cette fois, c’est la bonne ? Dans les cartons depuis bientôt 15 ans, le projet de la potentielle plus grande centrale nucléaire au monde pourrait enfin s’accélérer, suite aux déclarations du gouvernement indien sur la question du nucléaire. 

La filiale indienne d’EDF vient de dévoiler de nouvelles vues 3D de l’hypothétique centrale nucléaire de Jaitapur, seulement 3 semaines après la visite du premier ministre indien à Paris et Marseille. Celui-ci avait d’ailleurs profité de son déplacement en France pour visiter le chantier d’ITER. Il ne faut pourtant pas crier victoire trop vite, tant ce projet aura été riche des rebondissements. Annoncé il y a maintenant 15 ans par Areva et le gouvernement indien, ce projet devait porter sur la construction de 6 EPR de 1600 mégawatts électriques (MWe) pour en faire la centrale la plus puissante du monde.

Mais la catastrophe de Fukushima aura mis un premier coup d’arrêt au projet avec une interrogation sur les niveaux de sécurité. Au milieu des années 2010, les oppositions locales et les difficultés de la filière nucléaire française auront à leur tour participé au retard du projet. Si un nouvel accord avait été signé en 2018, c’est ensuite le nouveau gouvernement local qui avait remis en question la pertinence de la centrale.

Coopération renforcée entre l’Inde et la France

En ce début d’année 2025, le projet semble néanmoins connaître un nouvel élan. Le gouvernement indien vient de présenter son objectif en matière de nucléaire : 100 GW d’ici 2047. Ce n’est pas tout. La visite du premier ministre indien a permis de poser les bases d’une coopération nouvelle en matière de nucléaire entre la France et l’Inde. Outre la construction de cette centrale, les deux pays ont également signé une lettre d’intention sur le petit réacteur modulaire (SMR) et sur le réacteur modulaire avancé (AMR). Cette lettre d’intention inclut également la coopération des deux pays en matière de formation et d’éducation des professionnels du nucléaire.

L’article La future plus grande centrale nucléaire du monde sera française, mais pas en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Si tout se passe comme prévu, l’Espagne devrait avoir fermé toutes ses centrales nucléaires d’ici 2035. Mais pour certains, cet objectif, fixé avant l’explosion de l’intelligence artificielle et l’électrification des transports, présente un risque pour la pérennité du réseau électrique espagnol. 

En Espagne, la sortie programmée du nucléaire suscite de plus en plus d’inquiétude. La progression des énergies renouvelables est pourtant remarquable, de l’autre côté des Pyrénées. En 2023, elles comptaient pour 52,3 % du mix électrique, en grande partie grâce à l’éolien avec 22,5 %, et le photovoltaïque avec 16,9 %. Pour atteindre de tels niveaux de production, l’Espagne peut compter sur une géographie avantageuse avec un excellent ensoleillement combiné à des vents forts et réguliers.

La progression est telle que le gouvernement actuel a revu ses objectifs à la hausse dans une nouvelle feuille de route publiée en septembre. Le gouvernement vise ainsi 81 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique d’ici à 2030, soit 7 % de plus que le précédent objectif fixé en 2021. En parallèle, le pays veut accélérer sur l’hydrogène vert. Au lieu des 4 GW d’électrolyseurs initialement prévus, ce sont désormais 12 GW qui devraient être installés d’ici la fin de la décennie.

Une question de timing

Malgré ces avancées, de nombreux acteurs du pays s’inquiètent d’une fermeture prématurée des centrales nucléaires, prévue pour 2035, qui pourrait avoir un fort impact social et économique dans le pays. Le nucléaire représente encore 20 % du mix électrique du pays grâce à 7 réacteurs répartis dans 5 centrales.

Une trentaine d’entreprises, avec le géant Iberdrola en tête de file, ont publié un manifeste pour la prolongation de la vie des centrales du pays. Dans ce texte, les entreprises en question s’inquiètent des dommages que pourraient causer un démantèlement prématuré des centrales nucléaires. En parallèle, plusieurs partis de droite plaident également au maintien des centrales, au moins jusqu’à ce que la production d’énergies renouvelables et les infrastructures de transport d’électricité soient en capacité de prendre le relais.

Malgré le fort développement des moyens de production d’énergie renouvelable, l’inquiétude guète également concernant la possible évolution à la hausse des besoins en électricité du pays, du fait de l’électrification des transports, et de l’explosion de l’intelligence artificielle. Pour le moment, il est prévu que la centrale d’Almaraz, plus grande centrale du pays avec ses deux réacteurs Westinghouse de 1 000 MW, soit la prochaine à être arrêtée, probablement en 2027 ou 2028.

L’article La sortie du nucléaire suscite des inquiétudes en Espagne est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les besoins énergétiques de la Chine sont énormes, et lorsqu’elle annonce des chiffres, ils sont souvent ébouriffants. Ainsi, cette annonce de la découverte d’énormes gisements de thorium, qui pourraient alimenter la Chine pendant plusieurs dizaines de milliers d’années. Les chiffres paraissent conséquents, que faut-il en penser ?

La Chine avait impressionné en octobre 2023 quand elle avait démarré son réacteur à sels fondus au thorium, répondant au doux nom de TMSR-LF1 (« Thorium Molten Salt Reactor – Liquid Fuel 1 »). Un peu plus tard, le 17 juin 2024, le réacteur atteint sa pleine puissance, soit 2 mégawatts thermiques (MWth). C’est la première fois qu’un réacteur de ce type démarre, depuis les réacteurs MSRE à Oak Ridge aux États-Unis, qui ont fonctionné au cours des années 1960.

Et ces développements ne vont pas s’arrêter là : un démonstrateur de 10 MWth est en construction depuis début 2025, des SMR commerciaux de 100 mégawatts électriques (MWe) sont prévus pour 2030, et un cargo géant équipé de tels réacteurs, baptisé KUN-24P, est en cours de conception. Cette cascade de projets prouve sans le moindre doute que la Chine est aujourd’hui en pointe dans cette technologie.

La Chine va trouver le thorium sur son sol

Mais qu’en est-il au sujet du thorium destiné à être utilisé dans ce type de réacteurs ? L’avenir semble d’une grande abondance, si l’on en croit les annonces récentes. C’est le journal chinois South China Morning Post qui, en effet, titre le 28 février 2025 : « Une étude chinoise trouve une énergie inépuisable juste sous nos pieds ».

Le journal évoque la déclassification d’un rapport émis en 2020, à l’issue d’un grand inventaire des réserves en thorium de la Chine. Cette étude démontrerait la présence de ressources en thorium bien plus importantes que prévu, parmi 233 sites d’intérêt allant du Xinjiang à l’ouest au Guangdong sur la côte est. Un de ses aspects particulièrement intéressant est d’avoir évalué la ressource qui se trouve dans des déchets miniers.

Des ressources gigantesques à partir de seuls déchets

Deux exemples sont fournis par le journal : la production de déchets pendant cinq ans d’une unique mine de fer en Mongolie-Intérieure contiendrait assez de thorium pour alimenter l’ensemble des foyers étasuniens pendant plus de 1 000 ans. Bayan Obo, une autre complexe minier actuellement utilisée pour la production de terres rares, pourrait également permettre de produire jusqu’à un million de tonnes de thorium ; de quoi alimenter la Chine entière pendant plus de 60 000 ans, rien de moins, d’après les chercheurs.

L’étude a été réalisée sous la direction de Fan Honghai, un chercheur d’un laboratoire spécialisé situé à Beijing (le National Key Laboratory of Uranium Resource Exploration-Mining and Nuclear Remote Sensing). Elle a conduit à une publication début 2025 dans la revue chinoise Geological Review.

Notons toutefois que la communication sur les réserves stratégiques est un enjeu important pour l’État chinois. Ainsi, il est possible que les ressources évoquées ne soient pas aussi facilement exploitables, et ce, à un prix décent, que ce que ces annonces pourraient laisser penser. Restons donc prudents. Sans nier toutefois la grande avance prise par la Chine dans la filière thorium.

L’article La Chine a-t-elle vraiment découvert 60 000 ans d’énergie dans son sous-sol ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Avec la fin programmée du dispositif ARENH en décembre 2025, EDF a annoncé la mise en place d’un système d’enchères pour vendre des contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) à long terme. Cette initiative vise à stabiliser les prix de l’électricité tout en assurant le financement des projets nucléaires de l’électricien national.

Depuis 2010, le mécanisme de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) permettait aux fournisseurs alternatifs et aux industriels d’acheter de l’électricité à un prix fixe de 42 euros par mégawattheure (€/MWh). Avec sa disparition fin 2025, EDF met en place les CAPN pour proposer son remplacement. Ces contrats, attribués via des enchères à l’échelle européenne, concerneront les entreprises ayant des besoins énergétiques supérieurs à 7 gigawattheures (GWh) par an ainsi que les fournisseurs d’électricité opérant en France. EDF prévoit ainsi de mettre sur le marché 10 térawattheures (TWh) d’électricité avec des livraisons à partir de 2026.

Toujours trop cher selon les entreprises

Si EDF présente ces enchères comme une solution pour offrir de la visibilité aux entreprises, celles-ci dénoncent un tarif trop élevé. Les industriels électro-intensifs, notamment dans les secteurs de la métallurgie, de la chimie et du verre, s’inquiètent de perdre leur compétitivité. L’association Uniden, qui représente les gros consommateurs d’électricité, juge cette « attitude incompréhensible » auprès de l’AFP, estimant que le prix proposé par EDF est trop élevé par rapport aux anciens tarifs de l’ARENH.

EDF avait proposé un tarif de 70 €/MWh sur 15 ans, mais ce prix reste bien supérieur aux 42 €/MWh dont bénéficiaient jusqu’ici les industriels. Ces derniers craignent un impact sur leur compétitivité face à la concurrence américaine et chinoise, et agitent la menace de délocalisations, notamment dans la chimie.

Un seul contrat signé

Alors que l’État, actionnaire unique d’EDF, pousse pour la signature de davantage de contrats, le processus reste lent. À ce jour, seul un accord a été finalisé avec un industriel de la chimie, et un second serait en passe d’être signé. EDF se veut rassurant et assure que toutes les entreprises concernées trouveront une solution avant 2026.

Le gouvernement suit de près l’évolution des discussions et s’interroge sur les effets de ce nouveau mécanisme. L’ancien ministre de l’Économie, Bruno Le Maire, a critiqué le projet d’enchères, estimant qu’il risquait « d’affaiblir l’industrie française ».

L’article Toujours trop chère, l’électricité nucléaire d’EDF ne séduit pas les grands industriels est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les erreurs humaines peuvent arriver, même dans une centrale nucléaire. La récente fuite de liquide de refroidissement de l’EPR finlandais en est l’illustration. Heureusement, aucune conséquence sur l’environnement n’est à déplorer. 

Comme disait l’ancien président Jacques Chirac, « les problèmes, ça vole toujours en escadrille ». C’est ce que doivent se dire les équipes de TVO, l’entreprise chargée de l’énergie nucléaire en Finlande. Après la construction plus que laborieuse de son réacteur EPR Olkiluoto 3, dont la mise en service avec 13 ans de retard, voilà que celui-ci vient de subir une fuite de liquide de refroidissement radioactif.

Cet incident a eu lieu lors de la maintenance annuelle du réacteur. Durant cette opération, au moment du remplissage de la piscine du réacteur, 100 mètres cubes de liquide de refroidissement radioactif se sont échappés de la piscine pour s’écouler dans les salles de confinement, et dans le système de drainage de l’enceinte de confinement.

Plus de peur que de mal

Il semblerait que cette fuite ait été causée par une erreur humaine : une trappe de la piscine n’aurait pas été refermée correctement, ce qui aurait causé cet incident. Heureusement, selon l’exploitant TVO, la fuite n’a eu aucune conséquence notoire grâce aux mesures de sécurité prises. Il n’y aurait eu aucun risque pour le personnel, l’environnement ou la sûreté nucléaire. D’ailleurs, le calendrier de la maintenance du réacteur n’a pas été modifié, et l’opération de maintenance devrait s’achever en mai 2025, comme prévu.

Pour rappel, l’EPR Olkiluoto 3, qui couvre aujourd’hui 14 % du mix électrique de la Finlande, a connu de multiples aléas durant sa construction. À l’image de l’EPR de Flamanville, le 3ᵉ EPR au monde a connu d’importants dépassements de budgets avec une estimation finale à 11 milliards d’euros contre 3,37 milliards initialement prévus. Le chantier, démarré en 2005, a été jalonné de problèmes techniques qui n’ont fait que décaler sa mise en service commerciale. Prévue en 2010, celle-ci n’a finalement eu lieu qu’en 2023. Ces nombreux retards et surcoûts ont engendré une bataille juridique et financière entre Areva et l’exploitant TVO. Elle s’est soldée en 2021, avec le versement de 600 millions d’euros d’Areva pour TVO.

L’article Fuite de liquide de refroidissement radioactif dans l’EPR Finlandais d’Olkiluoto est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le réacteur de Flamanville sera arrêté jusqu’à fin mars, annoncent Les Echos. Sur les 100 premiers jours de mise en service, il aura connu 76 jours d’arrêt.

L’EPR de Flamanville accumule les contretemps. Depuis son raccordement au réseau électrique le 21 décembre 2024, l’unité nucléaire a connu de multiples arrêts, programmés ou non. Le dernier en date, initié le 15 février, a été prolongé jusqu’au 30 mars en raison d’aléas techniques imprévus.

Selon EDF, ces interventions concernaient initialement un circuit de refroidissement par eau de mer, utilisé uniquement en cas de situations exceptionnelles. Puis, l’arrêt a été prolongé le 22 février pour une intervention sur une sonde de température du circuit primaire, qui assure la transmission de la chaleur du cœur du réacteur au circuit secondaire. Enfin, le 28 février, EDF a décidé d’anticiper des réglages du groupe turbo-alternateur, afin d’optimiser son fonctionnement. « Ce n’est pas un aléa nucléaire mais un problème mécanique, lié à des frottements qui entraînent un échauffement des paliers, qui demandent des réglages très fins », explique une source syndicale citée par Les Échos.

Une période de « rodage »

Le réacteur aura ainsi été immobilisé 76 jours sur ses 100 premiers jours d’exploitation. Une période de rodage inévitable, selon EDF, qui rappelle que la montée en puissance d’un réacteur de cette envergure nécessite des ajustements progressifs. « Sur une installation nouvelle, cela n’a rien de choquant. Ils auront d’autres problèmes de ce type. C’est toujours embêtant, mais sur des installations neuves, il y a toujours une période de rodage », indique un haut cadre du groupe à l’AFP.

Malgré ces contretemps, EDF assure que l’objectif d’atteindre 100 % de puissance à l’été reste inchangé. Une montée en charge qui devra toutefois composer avec d’autres arrêts programmés, prévus pour réaliser des ajustements supplémentaires. En parallèle, la centrale doit aussi gérer d’autres opérations de maintenance sur ses unités existantes. L’unité de production n°1, arrêtée depuis décembre 2024, ne redémarrera que mi-avril 2025, tandis que l’unité n°2 verra son arrêt repoussé à novembre.

Quelle fiabilité pour les EPR ?

Le retard de Flamanville soulève des questions sur la fiabilité du modèle EPR alors que la France mise sur cette technologie pour relancer son programme nucléaire. Avec une construction qui a déjà pris 17 ans de retard et des coûts explosant à plus de 13 milliards d’euros contre 3,3 milliards initialement prévus, ce projet est devenu un symbole des difficultés industrielles françaises dans le secteur nucléaire.

Les prochaines étapes seront scrutées par les autorités. La montée en puissance de Flamanville à l’été 2025 constituera un test alors même que la France prévoit d’en construire six nouveaux dans les décennies à venir.

L’article Pourquoi l’EPR de Flamanville est plus souvent arrêté qu’en fonctionnement est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le Japon vient d’annoncer sa volonté de revenir massivement à l’énergie nucléaire pour décarboner sa production d’électricité, quelques jours avant la visite du directeur de l’Agence internationale de l’énergie atomique à Fukushima. 

Le Japon semble définitivement prêt à tourner la page de Fukushima. Quatorze ans après l’accident nucléaire, le pays renoue avec l’ambition de développer un parc nucléaire conséquent, capable de produire 20 % de l’électricité du pays. Avant 2011, le nucléaire représentait 30 % du mix électrique japonais grâce à ses 54 réacteurs nucléaires. Mais à la suite de l’accident de Fukushima, tous les réacteurs ont été arrêtés. Ce n’est qu’à partir de 2015 que certaines centrales ont été relancées très progressivement. En ce début d’année 2025, le pays ne compte que 14 réacteurs en service, pour 8,5 % du mix électrique.

Si le pays ne vise plus les 50 % du mix électrique, comme avant l’accident, il souhaite tout de même franchir la barre des 20 % grâce à la mise en service de nouveaux réacteurs d’ici 2040, afin de réduire ses émissions de CO2.

Du nucléaire et du photovoltaïque

Cet objectif a été fixé dans la feuille de route énergétique du pays pour les 25 prochaines années. Le gouvernement Shigeru Ishiba vise, en effet, à baisser de 73 % ses émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2040 par rapport à 2013.

Pour y parvenir, le pays veut mettre en place une production électrique :

• 40-50 % d’énergies renouvelables,
• 30-40 % d’énergies fossiles,
• 20 % de nucléaire.

Outre la réduction des émissions de CO2, ce nouveau mix permettrait au Japon d’être moins dépendant du Moyen-Orient, en matière d’énergie. Si cette feuille de route témoigne d’une accélération du recours au nucléaire, elle met également en évidence les objectifs japonais en matière d’énergies renouvelables. Celles-ci pourraient représenter 40  à 50 % du mix électrique, grâce à l’hydroélectricité, mais surtout grâce au photovoltaïque, et pas n’importe lequel. Le Japon compte beaucoup sur les cellules solaires à pérovskite. Ces dernières ont l’avantage d’être plus fines, plus légères et plus souples que les cellules photovoltaïques au silicium. Les exemples d’applications se multiplient avec la création de murs insonorisés solaires le long de certaines voies du Shinkansen. Même le toit du Dôme Fukuoka, un stade japonais de baseball, devrait être recouvert de cellules photovoltaïques à pérovskite.

L’article Malgré l’accident de Fukushima, le Japon veut renouer avec l’énergie nucléaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Pour décarboner nos économies, nous allons avoir besoin d’électricité. De beaucoup d’électricité bas-carbone. Et, entre autres, d’une électricité nucléaire. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) confirme aujourd’hui que le secteur connait un renouveau.

Depuis plus de 50 ans, le nucléaire fournit de l’électricité et de la chaleur aux consommateurs de plusieurs pays. Et dans un monde où la demande en sources d’énergie bas-carbone est appelée à exploser, l’Agence internationale de l’énergie a décidé de se poser la question de la place de l’énergie nucléaire. Aujourd’hui, elle compte pour un peu moins de 10 % de la production d’énergie dans le monde. Mais elle reste la deuxième source d’électricité bas-carbone après l’hydroélectricité.

Vers un record de production d’électricité nucléaire

Dans un rapport intitulé « The Path to a New Era for Nuclear Energy », les experts de l’AIE notent d’abord que, même si quelques pays dans le monde ont fait le choix d’abandonner le nucléaire, la production mondiale augmente. Le résultat d’une relance au Japon, de la fin des travaux de maintenance en France, mais aussi de la mise en service de nouveaux réacteurs — portant leur nombre à presque 420 — en Chine, en Inde, en Corée et en Espagne. Pas moins de 63 réacteurs nucléaires sont actuellement en construction pour une puissance totale de 70 gigawatts (GW). La durée de vie de plus de 60 réacteurs a été prolongée. Et certains affichent désormais l’ambition de multiplier par trois la capacité mondiale d’ici 2050. En 2025, déjà, la production d’énergie nucléaire devrait atteindre un record historique.

Selon les experts de l’AIE, tout est réuni pour que l’énergie nucléaire entre dans une nouvelle ère de croissance. L’intérêt est au plus haut depuis les crises pétrolières des années 1970. Plus de 40 pays ont fait le choix de soutenir l’utilisation de cette énergie « qui apporte des avantages avérés en matière de sécurité énergétique ainsi que des réductions d’émissions, en complément des énergies renouvelables ». Et au cœur du changement, les experts voient les petits réacteurs modulaires, les fameux SMR — pour Small Modular Reactor.

Les SMR au cœur du renouveau du nucléaire

Rien que si les politiques actuelles sont suivies, la puissance totale des SMR installés d’ici 2050 sera de 40 GW. Mais « le potentiel est bien plus grand ». Notamment parce que les centres de données pourraient bénéficier de leur électricité bas-carbone. Amazon, Google ou encore Meta ont déjà fait part de leur intérêt pour la technologie. Ainsi, il ne manquerait plus que des politiques de soutien claires et une réglementation simplifiée pour que la capacité totale des petits réacteurs modulaires attendue pour le milieu de ce siècle soit triplée. Dépassant les 120 GW répartis en un millier de SMR.

Si les coûts de construction de ces petits réacteurs modulaires pouvaient être ramenés à des niveaux comparables à ceux des réacteurs à grande échelle — soit environ 4 500 dollars par kilowatt d’ici 2040 en Europe —, l’AIE estime que leur nombre augmenterait encore de 60 % supplémentaires. L’Agence tablerait alors sur une puissance de 190 GW en 2050. Elle souligne que cette trajectoire est plus ambitieuse que les principales de celles que ses experts ont retenues. Mais moins ambitieuse que celle présentée par les développeurs de projets SMR. L’attrait pour ces petits réacteurs modulaires aurait par ailleurs pour effet de redistribuer vers l’Europe et les États-Unis notamment, un marché du réacteur nucléaire qui est aujourd’hui dominé par des technologies chinoises et russes.

Le nucléaire, difficile à égaler

Pour dépasser la difficulté que pourrait poser l’insuffisance du financement public, l’AIE conseille au secteur de se standardiser afin de réduire les risques, le temps et le coût associés à la construction de chaque réacteur. De ce point de vue encore, les SMR ont leur épingle à tirer du jeu. Leurs coûts d’investissement devraient en effet pouvoir être ramenés — une fois de premiers projets établis et la technologie éprouvée — à des niveaux similaires à ceux des grands projets d’énergie renouvelable tels que l’éolien offshore et la grande hydroélectricité.

En conclusion, les experts de l’AIE soulignent que « l’énergie nucléaire n’est qu’une des nombreuses technologies nécessaires à l’échelle mondiale pour un avenir énergétique plus sûr et plus durable. Mais qu’il peut fournir des services à une échelle qui est difficile à reproduire avec d’autres technologies à faibles émissions. » Pour en profiter, les gouvernements devront adopter une approche globale, englobant des chaînes d’approvisionnement robustes et diversifiées, une main-d’œuvre qualifiée, un soutien à l’innovation, des mécanismes de réduction des risques pour les investissements ainsi qu’un soutien financier direct, et une réglementation efficace et transparente en matière de sûreté nucléaire, ainsi que des dispositions pour le démantèlement et la gestion des déchets. Il n’y a plus qu’à…

L’article Sommes-nous entrés dans une nouvelle ère du nucléaire ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Commission européenne a donné son feu vert à l’aide d’État belge en faveur des groupes énergétiques Engie et EDF pour prolonger de dix ans l’exploitation des réacteurs Doel 4 et Tihange 3.

Adoptée en 2003, la loi belge prévoit la fermeture progressive de l’ensemble du parc nucléaire du pays, qui compte sept réacteurs. Mais la guerre en Ukraine et la crise énergétique qui s’ensuivit ont bouleversé ces plans. Face à la dépendance accrue au gaz russe et à l’augmentation des prix de l’énergie, le gouvernement belge a négocié en 2023 un accord avec Engie et EDF pour prolonger Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2035.

La Commission européenne, qui avait ouvert une enquête sur cette aide d’État afin d’éviter toute distorsion de concurrence, a finalement jugé jeudi 20 février 2025 ce soutien « nécessaire et approprié », tout en imposant des ajustements financiers limitant l’exposition de la Belgique aux coups d’arrêts imprévus. Le ministre belge de l’Énergie Mathieu Bihet a salué la décision, y voyant « une étape clé pour la sécurité d’approvisionnement et la souveraineté énergétique de la Belgique ».

Le résultat net d’Engie porté par le nucléaire

Cette décision bénéficie directement à Engie, qui tire une part significative de ses revenus du nucléaire belge. En 2024, le groupe a enregistré un bénéfice opérationnel de 1,45 milliard d’euros provenant de cette activité, soit plus du double de l’année précédente. Une hausse principalement due à la suppression de la taxe sur les surprofits instaurée mi-2023.

Pourtant, Engie ne considère pas l’énergie nucléaire comme faisant partie de sa stratégie à long terme et a réitéré son opposition à de nouvelles prolongations. Sans les revenus du nucléaire, le bénéfice net total d’Engie aurait diminué, alors qu’il atteint aujourd’hui 4,1 milliards d’euros. Ses activités non nucléaires ont vu leur rentabilité chuter, notamment en raison de la baisse des prix du gaz et de la réduction de l’utilisation des centrales thermiques en Europe.

L’aval de la Commission européenne intervient alors qu’un changement de cap s’opère à Bruxelles. Depuis son arrivée au pouvoir le 3 février, la nouvelle coalition dirigée par le flamand Bart De Wever envisage d’aller plus loin que la simple prolongation de Doel 4 et Tihange 3. Son programme, qui inclut la « création de nouvelles capacités », porterait aussi sur 4 GW, soit l’objectif de 8 GW au total, a précisé le ministre de l’Énergie Mathieu Bihet. Toutefois, ces ambitions devront passer par un vote au Parlement, car la sortie du nucléaire est prévue dans une loi de 2003.

L’article Deux réacteurs nucléaires prolongés en Belgique pour renforcer la souveraineté énergétique est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le déploiement du photovoltaïque et de l’éolien ne cesse d’accélérer, bien aidé par les ambitions décarbonées de la Chine, premier consommateur d’énergie au monde.

Selon une étude menée par la Société internationale d’énergie solaire (ISES), la progression des énergies éoliennes et solaires continue à un rythme effréné, dépassant largement toute autre forme d’énergie. La capacité des éoliennes installées en 2024 est ainsi 25 fois supérieure à la puissance nette installée pour le nucléaire. Mais la différence est encore plus flagrante pour le photovoltaïque. Sur l’année 2024, on compte 100 fois plus de nouvelles capacités de production d’énergie solaire que de nouvelle capacité de production d’énergie nucléaire.

Malgré cette hausse spectaculaire, la production d’électricité issue des centrales photovoltaïques reste inférieure au nucléaire et à l’hydroélectricité avec 1 631 TWh sur l’année 2023 contre 2 686 TWh pour le nucléaire et 4 210 TWh pour l’hydroélectricité. L’éolien est mieux placé, et se rapproche de la production nucléaire avec 2 304 TWh.

En parallèle, les moyens de production d’électricité issus du gaz et du charbon sont stables depuis 2021. Il est ainsi possible que le pic de capacité de production à partir de ces énergies ait déjà été dépassé.

Utiliser toutes les forces en présence pour réussir la décarbonation

Si nucléaire et renouvelables sont loin d’être incompatibles, l’inertie industrielle du nucléaire pose problème face à l’urgence de la décarbonation. Pour cette raison, le déploiement massif de l’éolien et surtout du photovoltaïque, avec des moyens de stockage associés, constitue la meilleure solution pour stabiliser, puis diminuer les émissions de CO2. Pendant un temps délaissée, l’énergie nucléaire pourrait, dans les années à venir, devenir un atout supplémentaire pour décarboner l’usage d’énergie à l’échelle mondiale.

La Chine, qui représentait 26 % de la consommation énergétique mondiale en 2022, a choisi de ne faire aucun compromis sur les énergies décarbonées, et de compter à la fois sur l’éolien, le photovoltaïque et le nucléaire. En 2024, la moitié des nouvelles installations d’énergies renouvelables ont eu lieu en Chine. Toujours en 2024, 25 des 59 réacteurs nucléaires en cours de construction dans le monde étaient chinois.

L’article L’énergie solaire se déploie 100 fois plus vite que le nucléaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En attendant ITER, les équipes du CEA de Cadarache s’entraînent sur leur « petit » tokamak WEST, et viennent de battre un record du monde de maintien d’un plasma. 

À quelques centaines de mètres du futur plus grand tokamak au monde, sur son site de Cadarache (Bouches-du-Rhône), le Commissariat à l’énergie atomique (CEA) est parvenu à maintenir un plasma pendant plus de 22 minutes au sein de sa version miniature WEST. Le précédent record, datant d’il y a quelques semaines, et réalisé par le tokamak chinois EAST, avait duré cinq minutes de moins. Pendant l’expérience, les équipes du CEA sont parvenues à maintenir une température stationnaire de près de 50 millions de degrés Celsius, soit trois fois plus que la température qui règne au cœur du soleil.

Le monde entier prépare ITER

Ce record est une nouvelle étape franchie vers la mise en service d’ITER, et la maîtrise de la fusion nucléaire. Mais la route reste encore longue. Pour permettre la fusion d’un atome de deutérium et d’un atome tritium en atome d’hélium, ce plasma devra être maintenu pendant plusieurs heures, et atteindre la température presque irréelle de 150 millions de degrés.

Pour relever ce défi, des expérimentations de ce type sont menées dans près de 200 tokamaks à travers le monde afin de préparer la mise en service d’ITER. Situé à Cadarache, ce dernier a pour objectif de démontrer la faisabilité scientifique et technique de la fusion nucléaire. Il devrait permettre d’atteindre cette température de plasma de 150 millions de degrés, mais également de produire plus d’énergie qu’il n’en faut pour chauffer le plasma.  Cependant, le projet ITER a pris énormément de retard. Initialement prévus pour 2025, les premiers plasmas devraient être produits en 2033, et la première réaction de fusion en 2039.

La concurrence privée accélère

Si les institutions scientifiques internationales travaillent de concert pour le projet ITER, ce n’est pas le seul projet au monde sur la fusion nucléaire. Sous le soleil de Californie, le laboratoire Lawrence Livemore travaille également sur la fusion nucléaire, mais mise sur un confinement inertiel plutôt qu’un confinement magnétique. Ce confinement est obtenu grâce à 192 lasers braqués sur une capsule de quelques millimètres, contenant du deutérium et du tritium.

De plus en plus d’acteurs privés se retrouvent désormais sur la scène de la fusion nucléaire. Aux États-Unis, on retrouve Helion, qui a déjà construit 6 prototypes fonctionnels de réacteur à fusion nucléaire. Le dernier prototype de l’entreprise est parvenu à créer un plasma de 100 millions de degrés Celsius. Dans l’État de Virginie, l’entreprise américaine Commonwealth Fusion Systems (CFS) a annoncé vouloir construire un réacteur à fusion nucléaire de 400 MW d’ici 2030. Celui-ci pourrait être connecté au réseau électrique, et desservir 150 000 foyers.

L’article Fusion nucléaire : la France bat un record de durée de plasma est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Slovénie va-t-elle faire confiance à la France ou aux États-Unis pour agrandir sa seule centrale nucléaire ? Si le début de la construction n’est pas envisagé avant 2032, le match a déjà commencé entre Westinghouse et EDF.

Pour poursuivre ses objectifs de décarbonation, la Slovénie étudie depuis 2019 la possibilité d’étendre la capacité de sa centrale nucléaire de Krško. Pour cela, elle a lancé JEK2, un projet d’extension qui porte sur la création d’un ou deux réacteurs d’une puissance comprise entre 1000 MW et 2400 MW. À l’heure actuelle, la centrale, située à la frontière orientale du pays, produit environ 20 % de l’électricité slovène et 15 % de l’électricité croate grâce à son réacteur de 730 MW. Pour mener à bien ce projet, le pays a misé sur des acteurs occidentaux du nucléaire, à savoir Westinghouse, EDF et KHNP.

AP1000 vs EPR : la bataille des réacteurs

On s’attendait à un match à 3, mais le coréen KHNP s’est finalement retiré, trop occupé par ses contrats récemment remportés en République tchèque et en Roumanie. La décision devrait donc se faire entre la France et les USA. Tel un remake des récents JO, les deux équipes sont, pour le moment, au coude à coude, et réalisent une étude de faisabilité portant sur les exigences techniques et législatives relatives au projet, ainsi que les aspects de sécurité à prendre en compte. Cette étude doit également porter sur la mise en œuvre de la construction ainsi de l’exploitation du projet. Les deux études de faisabilité ont été évaluées à 8,3 millions d’euros.

Pour espérer remporter le projet, l’entreprise américaine Westinghouse propose la mise en œuvre de réacteurs AP1000, d’une puissance de 1150 MWe. L’américain a mis en avant le fait que 6 unités de ce type sont déjà en service dans le monde : 2 aux États-Unis, et 4 en Chine. De plus, le fait que la centrale de Krško soit actuellement équipée d’un réacteur Westinghouse pourrait jouer en faveur de l’Américain.

Un EPR version mini

De son côté, EDF propose la construction d’un EPR de 1650 MW, ou d’un EPR1200, d’une puissance de 1200 MW. Ce dernier avait été développé pour répondre aux attentes du projet Dukovany 5 en République tchèque (finalement remporté par KHNP). Dérivé de l’EPR2, l’EPR1200, dispose d’une puissance maximale de 1200 MWe en raison d’une turbine différente et d’un circuit primaire ne disposant que de 3 boucles au lieu de 4. Il pourrait être mis en œuvre au Kazakhstan, pour la première centrale nucléaire du pays.

Le coût de la construction est estimé entre 9 milliards et 15 milliards d’euros en fonction du type de réacteur choisi. La décision finale d’investissement est attendue d’ici 2028 pour un début de construction en 2032.

L’article Battle de réacteurs nucléaires entre la France et États-Unis pour remporter un chantier en Slovénie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le tokamak West, situé dans le sud de la France, est un soleil artificiel, ou réacteur à fusion nucléaire. Il vient de battre un record important en se maintenant pendant 22 minutes.

La France a décidé de signifier ses ambitions haut et fort, en matière d’intelligence artificielle. Face aux poids lourds que sont les USA et la Chine, l’Hexagone compte beaucoup sur son mix électrique bas-carbone, et le fait savoir. 

Emmanuel Macron a profité de l’AI Summit qui s’est tenu, cette semaine à Paris, pour vanter les avantages de la France en matière de développement de l’intelligence artificielle. L’un des principaux arguments français concerne son mix électrique, décarboné à 95 %. Les 57 réacteurs nucléaires français permettent, en effet, d’avoir une électricité abondante, décarbonée et peu chère en comparaison à certains voisins européens. Sûr de ses forces, Emmanuel Macron a ainsi déclaré « Plug, baby, plug » (Branche, chéri, branche). Il s’agit d’une référence directe au slogan de campagne de Donald Trump « Drill, baby, drill » (Fore, chéri, fore), qui l’a utilisé à de nombreuses reprises pour témoigner son soutien au secteur pétrolier.

Ce n’est d’ailleurs pas la première fois qu’Emmanuel Macron détourne un slogan de Donald Trump. En 2017, lorsque les États-Unis se sont retirés des Accords de Paris, le président français avait déclaré « Make our planet great again ».

De l’électricité bas-carbone, oui, mais à quel prix ?

En tout état de cause, il semble qu’en matière de numérique, la France soit de plus en plus attractive. Emmanuel Macron a annoncé plus de 100 milliards d’euros d’investissements privés en France dans les prochaines années. Parmi ces investisseurs, on compte les Émirats arabes unis, qui veulent créer un campus axé sur l’intelligence artificielle. De grandes entreprises ont également annoncé des montants d’investissements très importants, à l’image d’Amazon avec 20 milliards d’euros avancés. De son côté, l’entreprise américaine Digital Realty a annoncé vouloir construire 13 centres de données en France.

Avec un prix SPOT moyen de 58 €/MWh, l’électricité se montre particulièrement compétitive en Europe. Celui-ci a été plus bas que l’Allemagne pour la première fois depuis 2011. Seule l’Espagne n’est pas loin avec un prix moyen de 63 €/MWh. En revanche, ces prix ne sont pas encore suffisants pour concurrencer les États-Unis sur ce sujet. Outre-Atlantique, selon l’Energy Information Administration, le prix moyen de l’électricité de gros en 2024 était de 34,50 €/MWh. Le Texas, principal état producteur d’énergies renouvelables, fait encore mieux avec un prix moyen de 31,90 €/MWh.

L’article Plug, baby, plug : quand l’électricité nucléaire française tacle le pétrole américain est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que se déroule la conférence annuelle de la sécurité à Munich, qui évoquera notamment la guerre entre l'Ukraine et la Russie, l'arche de la centrale nucléaire de Tchernobyl a été heurtée par un drone. Il était même équipé d'une ogive hautement explosive, selon Kiev. Un acte délibéré de Moscou, a accusé Volodymyr Zelensky.