Alors que les projets de nouveau nucléaire fleurissent de par le monde, en réaction aux enjeux environnementaux et de souveraineté énergétique, ces projets ne sont pas sans conséquence pour la filière d’approvisionnement en combustible – surtout lorsqu’ils sont innovants. Et cela peut devenir un enjeu majeur du calendrier de déploiement de ces réacteurs. Voyons pourquoi.

C’est à une véritable effervescence que nous assistons dans le secteur nucléaire, et notamment dans celui des concepts de petits réacteurs modulaires (SMR, pour Small Modular Reactor). De par le monde, ce sont des dizaines de concepts qui sont apparus, et qui se sont lancés à la conquête de ce marché. Ils se basent sur une grande variété de technologies, mais un grand nombre d’entre eux partagent un point commun : ils ont besoin de combustible plus enrichi en uranium fissile (uranium-235) que les réacteurs actuels.

Dans les réacteurs à eau pressurisée (REP, ou en anglais PWR, pour Pressurized Water Reactor) du parc actuel, le combustible est enrichi à une valeur comprise entre 3 % et 5 %. Cette valeur d’enrichissement est considérée comme faible, justifiant ainsi le nom donné à ce type de combustible, à savoir le LEU (Low-Enriched Uranium).

Les nouveaux réacteurs vont carburer à l’uranium plus enrichi

Mais regardons maintenant certains concepts de SMR, et en particulier ceux basés sur des technologies plus en rupture, souvent appelés (AMR, pour Advanced Modular Reactor). Dans le réacteur à haute température caloporteur gaz (HTR-G) Jimmy de 20 MWth, le combustible se présente sous la forme de petites particules sphériques appelées « TRISO ». Il est envisagé que l’uranium y soit enrichi entre 10 et 19 %.

Il en est de même pour le réacteur KHP-FHR de Kairos Power de 150 MWe, qui utilise également du combustible sphérique, refroidi en l’occurrence un caloporteur à sel fondu ; pour ce concept, le taux d’enrichissement est porté à 19,75 %. Pour le réacteur rapide à caloporteur sodium (SFR, Sodium Fast Reactor) Natrium de TerraPower de 350 MWe, l’enrichissement sera compris entre 5 et 20 %.

Nous le voyons, de nombreux concepts misent sur un uranium plus enrichi, et c’est pour de bonnes raisons. Ce dernier permet notamment de réduire la taille du cœur et de prolonger les cycles d’exploitation entre deux rechargements du combustible. Deux paramètres qui se placent au cœur du concept même de SMR.

Vous avez dit HALEU ?

Cette gamme d’enrichissement, entre 5 et 19 %, est appelée HALEU (High-Assay Low-Enriched Uranium). Elle est plus plus élevée que le combustible des réacteurs actuels (LEU), mais reste inférieure au domaine des combustibles hautement enrichis (HEU, Highly Enriched Uranium), supérieurs à 20 % et pouvant dépasser 90 % ; cette dernière gamme est réservée aux réacteurs de recherche ou aux applications militaires (propulsion ou armement). Ces gammes (LEU et HEU) ont été définies en premier lieu par l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) dans le cadre de la négociation du Traité sur la non-prolifération des armes nucléaires (TNP) ; on imagine toute l’importance qu’ont ces seuils du point de vue de la politique internationale.

Or le combustible HALEU est une gamme pour laquelle les capacités industrielles d’enrichissement sont limitées. Conduisant la filière à redouter une pénurie de ce type de combustible, au regard de la multiplicité des projets lancés de par le monde. Dans son bulletin du 23 septembre 2023, l’AIEA a ainsi écrit : « De nombreux réacteurs avancés, y compris les SMR, nécessiteront du combustible HALEU, dont la teneur varie de 5 à 20 % U-235 [et] le déploiement de certains concepts de SMR pourraient être retardé de plusieurs années à cause du manque de HALEU. ». Il s’avère en outre que la Russie est aujourd’hui un des principaux fournisseurs d’HALEU, et la situation géopolitique n’est donc pas sans affecter les possibilités d’approvisionnement.

Une problématique qui n’a pas échappé aux gestionnaires de la filière

Pour accompagner ces développements, les États-Unis, par l’intermédiaire du Department of Energy (DOE), ont donc lancé, en 2020, le HALEU Availability Program, dédié à la fourniture du HALEU aux nombreux projets en cours de développement. Le DOE a annoncé le 9 avril 2025 être en mesure de tenir ses engagements. En Europe, ce sont Orano et Framatome qui sont appelés à prendre la tête de la fourniture d’HALEU, pour les besoins européens, mais également au titre du développement des projets étasuniens. Pour ce faire, il est envisagé de dédier une partie de la capacité d’enrichissement de George Besse 2 à la production d’HALEU, ainsi qu’en adaptant les sites de fabrication du combustible à ces nouvelles teneurs en uranium fissile ; la production commerciale est prévue pour 2030.

Dans le nucléaire, comme dans tout autre domaine, il importe de ne pas mettre la charrue avant les bœufs. Ou tout du moins de s’assurer que tout converge pour un démarrage avec le moins de heurts possibles de cette multiplicité de nouveaux projets. Il semble que tout cela soit bel et bien en route.

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Le sodium-ion est une technologie qui fait de plus en plus parler d’elle, et pour une raison de taille : leur fabrication ne requiert pas de lithium ni de cobalt. De quoi réduire les risques d’une dépendance excessive aux importations de ces minéraux critiques. Reste encore à produire les batteries sodium-ion à une échelle industrielle. C’est aujourd’hui dans les tuyaux pour Tiamat.

Tiamat grandit à toute vitesse. Et comme souvent pour ce type de projet, tout se base sur des recherches longues et patientes. Ce sont ainsi plus de dix ans de recherches qui auront été nécessaires au CRNS pour mettre au point sa technologie de batterie sodium-ion. L’innovation sera brevetée, et la licence d’utilisation exclusive et mondiale sera ensuite attribuée à Tiamat, société nouvelle fondée à Amiens en 2017, comme spin-off (essaimage) du CNRS.

Puis Tiamat lance, en 2023, le premier produit grand public à batterie sodium-ion : une visseuse commercialisée par Leroy-Merlin. S’ensuit une entrée au capital d’investisseurs prestigieux (dont notamment Stellantis Ventures, Arkema et MBDA) et le soutien du programme France 2030. Ne manquait plus que l’usine de fabrication à échelle industrielle.

Produire près de 5 GWh de batterie par an

C’est aujourd’hui chose faite : le projet est dorénavant bien lancé, et le débat public débutera le 28 avril de cette année. L’usine sera implantée sur la commune de Boves, à 10 km d’Amiens. L’usine pourra produire 4,7 GWh de batteries par an, à l’horizon 2031. Le premier coup de pioche est prévu pour fin 2025, et le démarrage de la production courant 2027. Il s’agit d’un investissement de plus de 500 M€, le site couvrira 30 ha, et créera 2000 emplois directs. Si l’on est un peu en dessous du seuil communément admis pour qualifier l’installation de gigafactory (au moins 10 GWh/an d’après l’AIE – Agence internationale de l’énergie), le projet reste tout de même de taille respectable.

Ce projet permet en outre d’illustrer de manière concrète l’intérêt du sodium-ion en termes de minéraux. En effet, en substituant ce type de batteries à des batteries lithium-ion, cela réduit la dépendance de la filière à minéraux critiques, notamment le lithium et le cobalt. D’après le fabricant, l’usine d’Amiens permettra ainsi d’éviter l’extraction ou l’importation, par an, de 900 tonnes de lithium, 1 050 t de cobalt, 3 150 t de nickel et 125 t de plomb.

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L’hydrogène naturel n’en finit plus de faire parler de lui. Issu des entrailles de notre Terre, potentiellement productible sur notre propre sol, et non-émetteur de gaz à effet de serre, son exploration devient un véritable enjeu pour la France. Et, toute dernière nouvelle sur ce sujet foisonnant : c’est dans le Sud-Ouest que deux permis d’exploration ont été attribués.

Récapitulons. Le 11 décembre 2023, Emmanuel Macron annonce que l’hydrogène naturel, aussi appelé « hydrogène blanc », peut devenir une opportunité pour notre pays ; il déclare : « La France peut devenir un pays pionner dans l’exploitation de cette ressource ». Dans la foulée, est annoncée la découverte possible d’un énorme gisement dans le puits de Folschviller en Moselle ; le volume récupérable serait de l’ordre de grandeur de la totalité de la consommation mondiale annuelle d’hydrogène, à savoir 60 millions de tonnes.

Plus récemment, une étude du Helmhotlz Centre for Geosciences en Allemagne, publiée en 2025, indique que la ressource pourrait être plus importante que prévu, et, surtout, que l’hydrogène naturel pourrait être produit par les processus naturels de manière plus abondante dans les montagnes. C’est dans cette lignée que nous apprenons que des permis d’exploration ont été accordés à proximité des Pyrénées.

Un potentiel réel ou un mirage ? Pour le savoir, il faut explorer

Dans un communiqué de presse du 31 mars, la société spécialisée 45-8 Energy annonce, en effet, que deux Permis exclusifs de recherche (PER) lui ont été accordés, ainsi qu’à son partenaire Storengy (filiale d’Engie), pour rechercher l’hydrogène naturel. Le PER dit « Morensin », au nord de Bayonne représente une surface de 691 km², tandis que le PER « Grand rieu », à l’ouest de Pau, représente une surface de 266 km².

Ces PER permettront de mieux connaître les caractéristiques géologiques des deux zones, et ainsi, d’évaluer le potentiel en hydrogène naturel. Pour un domaine émergent, pour lequel nous entendons beaucoup d’annonces, nous ne pouvons que souhaiter en savoir plus sur le potentiel réel de cette source d’énergie nouvelle, et donc la réalité de ses perspectives vis-à-vis de notre souveraineté énergétique et de la décarbonation.

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Il existe de nombreux projets de cargo équipés de voiles pour réduire, voire éliminer, leur consommation de carburant fossile. Mais peu de ces projets se concrétisent encore. Pour Windcoop, c’est dorénavant chose faite ! Et mieux encore : vous pouvez en être en partie propriétaire.

Ce petit porte-conteneur hybride voile/diesel pourra transporter 2 500 tonnes ou encore 210 EVP, c’est-à-dire le volume correspondant à 210 conteneurs équivalents vingt pieds. Il mesurera un peu plus de 90 mètres de long, et pourra naviguer en moyenne à 9 nœuds (soit un peu moins de 17 km/h). Il sera affecté à une liaison directe entre l’île de Madagascar et la France, plus précisément entre les ports de Tamatave, Diego Suarez, Majunga et Marseille. Et il a une particularité que les autres cargos n’ont pas : il sera équipé de trois grandes voiles rigides de 350 m², qui lui permettront de réduire de 60 % sa consommation de carburant fossile et ses émissions de CO₂.

Windcoop vient de nous annoncer que c’est fait : la société vient de passer commande du navire auprès du chantier naval RMK Marine, en Turquie. Il sera mis à l’eau en 2027, si le planning et tenu, et son coût total sera de 28,5 millions d’euros.

Intégrer le transport maritime dans une communauté citoyenne

Wincoop est une coopérative basée à Lorient, créée en 2022, à l’initiative de plusieurs sociétés. Tout d’abord, Zéphyr & Borée, cette société qui a construit le navire spécialisé Canopée, destiné à transporter la fusée Ariane entre l’Europe et la Guyane, en tirant profit des vents. Sont également à l’origine du projet les sociétés Enercoop et Arcadie. Le navire transportera des marchandises pour Arcadie (épices Cook), pour Valrhona (chocolatier), Prova (vanille), Ethiquable et le groupe Cafés Richard.

Et mieux encore, du fait du fonctionnement en Société coopérative d’intérêt collectif, chacun peut prendre une part dans le projet. Windcoop propose ainsi aux citoyens qui le souhaitent d’acquérir des parts, à partir de 100 €, et participer ainsi aux décisions au sein d’une communauté constituée de 1 600 sociétaires. Si vous êtes séduits par ce concept, et que vous voulez en savoir plus, sur les modalités pratiques et les risques financiers, une seule adresse : le site de la coopérative.

Du financement, Windcoop en aura manifestement besoin, car ses projets sont multiples : investir dans un deuxième navire pour assurer une fréquence mensuelle entre Madagascar et la France, mais aussi mettre en place de nouvelles lignes, dans l’Océan Indien, au travers de l’Atlantique ou entre la France et l’Afrique de l’Ouest.

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Peut-on réinventer l’eau chaude ? Dans un monde en pleine transition énergétique, la réponse est bien sûr un grand « oui ». Et aujourd’hui, c’est une société française qui innove, avec son futur ballon d’eau chaude thermodynamique ORA X.

Pour peu que l’on s’intéresse aux économies d’énergie et aux énergies renouvelables, Yack mérite qu’on se penche sur ses produits. Pour prendre un exemple, les chauffe-eau thermodynamiques de sa gamme ORA sont pour l’essentiel compatibles avec des capteurs solaires ou une chaudière externe, permettant ainsi de varier les sources d’énergie en fonction de leur disponibilité ; en la matière, la société a annoncé en fin d’année dernière son partenariat d’exclusivité avec Abora, un fabricant espagnol de panneaux solaires hybrides.

Yack, fondée en 2000, commercialise des systèmes de climatisation, de chauffage et de production d’eau chaude sanitaire. En pratique, elle est surtout importatrice de matériel, notamment de la marque Mitsubishi. Elle cherche toutefois à développer sa propre marque, en devenant fabricant, tout en priorisant le « made in France ». Dans un environnement terriblement compétitif, la société a bien compris que l’innovation était la seule manière de parvenir à percer, et pour ce faire, elle s’est dotée de moyens : un pôle R&D et de formation de 1200 m² dans le département du Var.

L’aboutissement de trois années de travail

Yack a obtenu un financement du plan « France 2030 », via l’Ademe. Cette aide de 800 000 euros, dont 500 000 de subventions et 300 000 d’avance remboursable, a contribué à la construction d’un prototype au terme de trois ans de recherche et développement, tout en permettant de lever des fonds auprès de banques.

Il en résulte l’ORA X, un ballon d’eau chaude innovant en matériau composite. Selon la société, il aurait le meilleur rendement du marché, tout en bénéficiant d’une durée de vie doublée de 15 à 30 ans. Cependant, on n’en sait pas beaucoup plus pour le moment sur la technique employée pour ce chauffe-eau innovant ; une affaire à suivre donc ! Quoi qu’il en soit, Yack indique que la production en série du nouveau produit débutera dès 2025 dans ses installations en France, créant ainsi de nombreux emplois d’après la société. Nous aurons bientôt l’occasion de le voir commercialisé. Et donc d’en savoir plus.

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Remplacer les carburants fossiles par des carburants biosourcés, une idée alléchante, sans aucun doute. Mais comment le faire en pratique, et à un coût compétitif ? Carbozym a inventé un système basse pression et basse température, basé sur de simples enzymes, qui pourrait faire le travail.

Le méthanol, c’est une substance dont on entend de plus en plus parler, comme une petite musique qui monte, qui monte. Il faut dire que cette molécule a de nombreux avantages en tant que vecteur énergétique : il peut être produit à partir d’énergie renouvelable et peut permettre de recycler le dioxyde de carbone, il est liquide, et donc plus facilement stockable, les moteurs à combustible interne existants peuvent être adaptés à son utilisation sans remplacement intégral, et enfin, il peut aussi servir dans des piles à combustible.

Une révolution à venir, donc, dans le domaine du transport propre ? À condition de trouver une solution pour produire le méthanol à bas coût.

Une innovation au cœur d’un bioréacteur

Une solution, Jullien Drone et Nicolas Brun en ont une. Tous les deux sont chercheurs à l’Institut Charles Gerhardt de Montpellier, au sein du pôle chimie Balard du CNRS. Ils ont inventé une technologie basée sur des enzymes, bien différente des solutions alternatives basées par exemple sur l’électro-catalyse. Une biotechnologie innovante, donc, qui leur a permis de fonder Carbozym, avec le soutien de partenaires prestigieux : CNRS Innovation, Bpifrance, le Businness Innovation Center de Montpellier et la société AxLR.

L’idée est d’utiliser du dioxyde de carbone produit par des processus naturels, comme la méthanisation ou la fermentation à partir de sources locales ou encore d’une source captive comme une installation industrielle. Le CO₂ est ensuite injecté dans un réacteur où se trouvent les enzymes. L’enjeu, en l’occurrence, est de permettre des immobilisations d’une manière simple et peu coûteuse, afin d’assurer une biocatalyse efficace. Pour ce faire, le réacteur est doté d’un support poreux innovant, qui, selon les auteurs, permet de fixer les enzymes sans avoir recours à des étapes de purification préalables. Carbozym a déjà déposé deux brevets.

L’idée intéresse et Carbozym cherche des investisseurs

Premier avantage : le procédé fonctionne ainsi à température et pression ambiante, et cela permet d’envisager une importante réduction des coûts par rapport à des solutions à haute pression et haute température. Et bien sûr, ce procédé n’utilise pas de ressources fossiles ; ainsi Carbozym promet de réduire de plus de 95 % les émissions de gaz à effet de serre. Une opportunité, sans doute, dans un marché du méthanol s’élevant à plus de cent millions de tonnes par an et 40 milliards de dollars, essentiellement assuré par des sources fossiles.

Carbozym va lancer deux levées de fonds, avec pour objectif de réunir 5 millions d’euros pour lancer la phase pilote, c’est-à-dire un système d’une capacité de 1000 L qui devrait démarrer en 2028. La société veut ensuite pouvoir proposer une installation industrielle de 20 000 L pour début 2030.

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Ce n’est pas un poisson d’avril. Peut-on générer de l’électricité en utilisant le champ magnétique de la Terre et sa propre rotation autour d’elle-même ? La réponse a toujours été non. Mais cette équipe de chercheurs aurait réussi à montrer que c’est possible, dans un article scientifique qui, peut-être, fera date.

La Terre est dotée d’un champ magnétique, d’une intensité très faible, de l’ordre en France de 47 µT (micro-Tesla), mais suffisant pour nous permettre de nous orienter à l’aide d’une boussole. Par ailleurs, la Terre tourne sur elle-même, ce qui est bien sûr à l’origine de l’alternance des jours et des nuits. Cette combinaison d’un champ magnétique et d’un mouvement peut laisser penser qu’il serait possible de produire un courant électrique dans un conducteur, un peu comme dans un alternateur.

La science a toutefois démontré que ce n’était pas possible. En 1832, Michael Faraday démontre par une expérience qu’il est impossible de générer de l’électricité à partir du champ magnétique et de la rotation de la Terre. Impossible donc ? Jusqu’en 2016, date à laquelle Christopher Chyba de l’Université de Princeton, et Kevin Hand, du California Institute of Technology, pointent une faille dans le raisonnement. Et en 2025, ils publient les résultats dans Physical Review Applied d’une expérimentation qui prouverait leur point de vue (l’article est disponible en source ouverte).

Cette invention se glisserait dans une faille théorique

L’explication de l’échec de l’expérience de Faraday a été la suivante : le champ magnétique de la Terre produit bien un mouvement des électrons, mais ce même mouvement génère à son tour un champ magnétique de retour qui annule l’effet du champ magnétique terrestre. Or, d’après Chyba et Hand, ce raisonnement présenterait une faille : il suppose que le champ magnétique dans le conducteur change instantanément.

Or ce n’est pas le cas : dans certains matériaux, le champ diffuse plus lentement, et cet effet pourrait être exploité. En effet, dans ce cas, le champ contre-moteur ne s’établit pas immédiatement, ne permettant pas d’annuler immédiatement le courant. Leurs calculs théoriques ont montré en outre qu’un courant serait produit s’il était placé de manière perpendiculaire à l’équateur, donc selon un axe nord-sud.

Une expérimentation indispensable

Les chercheurs ont donc fabriqué un cylindre creux constitué d’un ferrite de manganèse-zinc, de la taille approximative d’une grosse lampe de poche. Et ils l’ont testé dans leur laboratoire. Ils ont constaté un courant continu de quelques microvolts, conforme à leurs calculs. La tension, l’intensité et la puissance électrique générées ont été extrêmement faibles ; un calcul de coin de table de l’auteur de cet article indiquerait une puissance électrique inférieure au picowatt (soit moins de 0,000000000000011 W).

Une toute petite puissance générée, donc. Toutefois, les chercheurs envisagent une possible miniaturisation de leur système, ainsi qu’une mise en série, de façon à augmenter la tension et la puissance générées. Leur invention pourrait ainsi alimenter des systèmes de plus grande taille, par exemple, des capteurs dans des sites isolés, voire de véritables systèmes à notre échelle, ne serait-ce qu’une maison. Avec un avantage incomparable : l’absence de besoin d’alimenter en combustible, ou de recharger une batterie. Le système serait ainsi totalement autonome.

Une source d’énergie naturelle, mais fossile

Magique ? Non, l’énergie vient bien de quelque part. De la rotation de la Terre. Le système conduirait donc, en retour, à ralentir la rotation de notre planète et à augmenter la durée des jours. Un peu comme l’effet des marées lunaires, qui conduisent à ralentir la durée du jour sur Terre, et à éloigner la Lune ; ainsi, il y a 620 millions d’années, le jour durait environ 20 heures, et la Lune était plus proche d’environ 20 000 km.

Il s’agit donc d’une source d’énergie fossile, pas du tout renouvelable. Mais ce n’est pas un problème pour les auteurs, qui précisent : « Nous avons précédemment montré que même dans un scénario extrême où notre civilisation obtiendrait toute son énergie électrique à partir de l’effet décrit ici, la rotation de la Terre ne ralentirait que de moins de 1 milliseconde par décennie. » Fossile donc, mais avec un gisement si colossal, que cela n’aurait aucun effet sensible.

Du reste, nous devons être prudents sur cette découverte. L’effet mesuré était si faible, qu’il pouvait être provoqué par des phénomènes parasites (par exemple, la différence de température entre les faces du cylindre, par l’effet Seebeck). La publication a ainsi soulevé son petit débat, ce qui est tout à fait normal dans le cadre de la méthode scientifique. Les auteurs appellent par ailleurs à ce que leur expérience soit reproduite : « La prochaine étape consisterait pour un groupe indépendant à reproduire (ou contredire) nos résultats dans des conditions expérimentales très similaires à celles utilisées ici ». Souhaitons en effet d’autres expériences, pour en avoir le cœur net.

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Si les projets de nouveau nucléaire rivalisent de créativité en France et dans le monde, les exemples de réalisations concrètes ne sont pas encore au rendez-vous. Le gouvernement aurait enfin pris une décision pour le site de Cadarache. De quoi donner une chance à un de ces petits nouveaux.

Calogena développe le Cal-30, un petit réacteur modulaire (SMR) de 30 MW thermiques, destiné exclusivement à la production de chaleur, notamment pour le chauffage urbain. Nous rapportions dans nos colonnes en fin d’année dernière, que la start-up du groupe Gorgé manifestait de l’intérêt pour le projet d’Helsinki de se doter d’une source d’énergie nucléaire pour alimenter son réseau de chaleur urbain ; la capitale de la Finlande est en effet dotée d’un réseau de chaleur parmi les plus importants du monde.

L’entreprise a déposé il y a peu son Dossier d’option de sûreté (DOS) auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), marquant ainsi une première étape de son processus de certification. Dans le cadre de sa démarche visant à concrétiser son projet, elle cherche par ailleurs un site pour construire une tête de série.

Décarboner un site nucléaire… qui se chauffe au gaz fossile !

Il semblerait que ce site soit Cadarache, le vaste site de recherche nucléaire du CEA (Commissariat à l’énergie nucléaire et aux énergies alternatives) dans les Bouches-du-Rhône. Le choix de cet emplacement présente plusieurs intérêts. En premier lieu, il est déjà doté d’un réseau de chaleur, aujourd’hui alimenté au gaz naturel fossile – et l’ironie pourrait prêter sourire pour un site aussi important dans l’histoire de la filière nucléaire française.

Par ailleurs, il s’agit d’un site déjà nucléarisé par plusieurs réacteurs, ce qui implique sans doute de moindres difficultés en ce qui concerne les démarches administratives d’autorisation. Il existe par ailleurs plusieurs autres projets de construction à proximité (le réacteur de fusion ITER, le réacteur de recherche Jules Horowitz RJH), et on peut supposer que ce soit favorable également en termes d’infrastructure et de logistique.

Cette décision aurait été prise lors du quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN), qui s’est tenue à l’Élysée le 17 mars. Une chance serait donc donnée à Calogena de faire ses preuves, tout en décarbonant un site emblématique du nucléaire. Notons toutefois que pour le moment, cette décision n’a pas fait l’objet d’une confirmation officielle.

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La transition énergétique a pour avantage, entre autres, de moins dépendre d’importations d’hydrocarbures. Mais cet avantage n’en est un que s’il est possible de ne pas dépendre non plus des importations de systèmes de production d’énergie, comme les panneaux photovoltaïques, les batteries, ou encore les différents composants nécessaires à l’industrie nucléaire. Mais pour produire sur son sol ces systèmes, encore faut-il disposer des minéraux nécessaires. Or l’inventaire des ressources minières en France est obsolète, dans son périmètre, et dans ses données disponibles. Heureusement, un nouveau projet a été lancé pour résoudre ce problème.

« On va accélérer sur la partie industrielle […]. D’abord, un grand inventaire de ressources minières qui sont nécessaires à la transition écologique, parce qu’on doit disposer d’une carte précise des ressources en matière de lithium, de cobalt qui se trouvent sur notre territoire pour sécuriser cette souveraineté de nos matières premières. C’est là où la rareté est en quelque sorte jumelle de la décarbonation ». Ainsi s’exprimait Emmanuel Macron à la sortie du Conseil de planification écologique, le 25 septembre 2023.

Le signal était donc lancé ! La France allait chercher sur son territoire les minéraux nécessaires à la transition énergétique. Il était temps, pourrait-on penser, dès lors que l’on songe au fait que la Chine dispose d’une position dominante, depuis au moins une décennie, sur de nombreux minéraux, à l’état brut et/ou raffiné : terres rares, lithium, cobalt, nickel, graphite, gallium, …

L’inventaire existant doit être actualisé

Le besoin d’un nouvel inventaire est d’autant plus pressant que l’inventaire actuel était obsolète, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) lui-même. Réalisé entre 1970 et 1995, il n’est plus à la hauteur des enjeux d’aujourd’hui pour un certain nombre de raisons. La première d’entre elles est la liste des minéraux étudiés : elle comprenait auparavant 22 substances prioritaires, alors que ce sont aujourd’hui par moins de 55 substances qui sont considérées comme critiques et stratégiques, incluant par exemple le lithium, le tantale, le césium ou le germanium.

D’autres raisons ont conduit l’État français à lancer un nouvel inventaire. Tout d’abord, tout le territoire n’a pas fait l’objet d’études approfondies ; plus de 30 % des zones d’intérêt n’ont toujours pas été étudiées. De plus, la profondeur maximale d’investigation était jusqu’à maintenant de 300 m ; en la matière, les techniques ont depuis évoluées, permettent de rechercher des minéraux à des profondeurs plus importantes (1000 m). Les moyens modernes permettent en outre une prospection plus rapide et à plus grande échelle – à l’aide par exemple d’instruments embarqués sur satellite, de nouveaux systèmes d’analyse chimique plus rapides et plus mobiles.

Lancement d’un nouveau projet d’ampleur

Ainsi le BRGM a lancé en ce début d’année un nouveau projet d’inventaire d’ampleur. D’une durée initiale de cinq ans, il est financé par l’Agence nationale de Recherche (ANR) dans le cadre du programme d’investissement France 2030. Ce sont 53 millions d’euros qui seront mobilisés dans cet objectif.

Ce nouvel inventaire va concerner cinq zones prioritaires du territoire national : Vosges, ouest du Massif central, Morvan-Brévenne, Pyrénées Cévennnes et Sillon Nord Guyane. Il va mettre en œuvre les techniques les plus modernes et emploiera entre autres des techniques d’acquisitions depuis le sol et aéroportés (hélicoptère, avion). L’interprétation des données utilisera des moyens de science de données et d’intelligence artificielle, avec pour objectif d’identifier les zones les plus favorables à la présence de gisements profonds. Ces données permettront ensuite de lancer des études d’exploration minière, dans le cadre de permis exclusifs de recherche (PER).

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L’actualité bruisse des développements récents de la fusion nucléaire. Les progrès sont de plus en plus rapides. En ce mois de mars 2025, c’est une société canadienne qui annonce l’achèvement de son prototype, et la première production de plasma, au sein d’un réacteur particulièrement original.

C’est le premier réacteur « steampunk », comme l’a décrit le journaliste Tim de Chant. En effet, le concept de General Fusion est pour le moins original. Pour que la réaction de fusion thermonucléaire puisse se produire, il est nécessaire de porter le plasma à de très hautes conditions de température et de pression. Cette compression est réalisée ici à l’aide de vingt-quatre pistons mus à la vapeur. Ces pistons produisent l’implosion d’un liner de lithium vers le centre de la chambre du réacteur, piégeant le combustible en son centre, et avec pour objectif de porter le plasma à plus de cent millions de degrés celsius, soit 10 kiloélectronvolts (keV).

 

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Le projet vient de se concrétiser

La startup canadienne a développé son concept pendant près de 20 ans, mais aujourd’hui, tout se précipite. Le 3 mars dernier, en effet, la société inaugure officiellement son nouveau prototype, baptisé LM26 – pour Lawson Machine 26. Pour la petite histoire, il s’agit d’un hommage au physicien John D. Lawson, qui a été le premier à évoquer l’éponyme « critère de Lawson » pour caractériser la rentabilité énergétique d’un réacteur de fusion.

Le 11 mars, la société annonce avoir réalisé le premier plasma dans la chambre de son réacteur. La start-up précise en outre former dorénavant ces plasmas sur une base quotidienne. Le prototype a été construit en seize mois, et il vise à démontrer la viabilité du concept. Pour ce faire, il s’efforcera d’atteindre plusieurs objectifs successifs : d’abord atteindre 10 millions de degrés celsius (1 keV), puis 100 millions de degrés (10 keV) et enfin l’atteinte du fameux critère de Lawson.

Une fois atteint, le prototype démontrera l’aptitude de cette étonnante machine à vapeur à produire de l’énergie. De nombreuses étapes à franchir, donc, pour ce réacteur, dans les mois à venir.

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Les batteries peuvent prendre feu spontanément, voire exploser, ruinant des maisons et des installations industrielles. Mais est-ce une technologie dangereuse ? On pourrait le croire au regard des multiples accidents qui les impliquent. Qu’en disent les études ?

Les articles d’actualité sont nombreux à relater des accidents relatifs à des batteries. Dernier en date, nous relations sur notre site le 27 février l’explosion d’une batterie dans un domicile en Allemagne. Le 23 janvier, nous rapportions également le quatrième incendie dans la batterie de Moss Landing, en Californie.

Le risque d’un « effet loupe »

L’expansion des batteries est un phénomène nouveau, qui se produit de surcroît dans un contexte politique de débat, parfois vif, sur le choix de notre approvisionnement énergétique. Chaque accident attire donc l’attention. Et cela conduit à un possible « effet loupe », c’est-à-dire d’amplification de la gravité perçue d’un phénomène par rapport à son ampleur réelle.

Prenons un exemple. L’utilisation domestique du gaz n’est pas sans risque. Ainsi, le BARPI (Bureau d’analyse des risques et pollutions industrielles) établit que 98 accidents se sont produits en France en 2020, lesquels ont été à l’origine de 68 blessés et 11 décès. Cela signifie que, malheureusement, deux incidents sont à déplorer chaque semaine en moyenne. Force est de constater que ces événements ne font que peu l’objet de titres dans la presse.

Dans le même temps, les accidents impliquant des batteries ont plus de chance d’être relatés. Est-il donc risqué de s’équiper d’une batterie ? Pour le savoir, on ne peut faire autrement que prendre du recul, et consulter les études à ce sujet. Dans ce contexte, un rapport de l’EPRI (Electric Power Research Institute), publié en source ouverte le 10 mai dernier, peut nous aider à nous faire une idée de ces risques et de leur tendance.

Quelle est la fréquence des incidents selon l’EPRI ?

L’EPRI a mis en place une base de données, baptisée EPRI BESS Incident Database – BESS signifiant Battery energy storage systems, soit Système de stockage d’énergie par batteries. Cette base de données a permis d’évaluer la fréquence des incidents implicants des batteries stationnaires, dans des installations de grande taille, c’est-à-dire industrielles et commerciales, et reliées au réseau. Tous les incidents ne sont donc pas tracés, mais cela ne nuit pas à une évaluation de la tendance.

Le premier constat est que le nombre d’accidents n’a pas beaucoup varié entre 2018 et 2023, et reste stable à environ 15 accidents tracés. En revanche, le nombre de batteries installées dans cette même période a très fortement augmenté, passant de moins de 3 GW à plus de 50 GW. En conséquence, la fréquence des accidents a très nettement diminué, de près de 97 %, et s’établit aujourd’hui à nettement moins de 0,3 par GW et par an.

L’étude de l’université d’Aachen

Une autre étude allemande nous donne d’autres chiffres, basés en partie sur la base de données de l’EPRI. Selon ses auteurs, le risque d’incendie d’une batterie domestique serait de l’ordre de 0,0049 %, soit 50 fois inférieure à celle d’un incendie d’une maison dans un cadre général. De même, la probabilité d’incendie d’un véhicule à combustion interne serait de 0,089 %, soit quatre fois plus élevée que celle d’une voiture électrique.

Il n’y a pas de risque acceptable, dès lors que l’on parle d’accidents pouvant ruiner des vies, voire causer la mort ; il peut toutefois y avoir la promesse d’une amélioration continue. À ce titre, l’EPRI relève que moins d’un tiers des accidents de leur base de données ont conduit à la publication de la cause racine ; l’institut appelle ainsi à une plus grande transparence de l’industrie, afin de faciliter les progrès en la matière.

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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.

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