Elon Musk est un habitué des annonces fracassantes. Certaines se vérifient, d’autres non. Certaines sont proprement vertigineuses. Dont cette annonce : celle de placer en orbite des datacenters alimentés par un gigantesque réseau de centrales solaires.

Commençons par quelques éléments de contexte. Tout d’abord, du côté de la société spatiale SpaceX, qui poursuit le développement du Starship. Il s’agit de la fusée la plus puissante du monde, et récemment, elle a fait parler d’elle pour son mode de récupération au sol, qui est pour le moins original. L’objectif de cette fusée est de réduire de plusieurs ordres de grandeur les coûts de mise en orbite de satellites, en se basant notamment sur la réutilisation du lanceur et un effet de volume radical.

Des datacenters spatiaux alimentés au solaire

Par ailleurs, nous observons une explosion des besoins énergétiques des modèles d’intelligence artificielle (IA), dont celle, par exemple, qui équipe le système de navigation autonome des véhicules Tesla. L’Agence internationale de l’énergie (IEA) estime les besoins des datacenters à pas moins de 945 TWh en 2030.

C’est au cours d’un entretien avec Ron Baron, fondateur de Baron Capital, que Musk a dévoilé un plan en cours d’étude à SpaceX : la possibilité d’envoyer jusqu’à 100 GW par an de capacité de production solaire en orbite, avec pour finalité d’alimenter des datacenters et des systèmes d’IA. Le concept s’appuie sur la fusée Starship, et les évolutions futures du réseau de satellites Starlink. Musk l’assure : « Nous avons un plan pour y parvenir. ». Ce n’est certes pas la créativité qui manque chez le fondateur de SpaceX et de Tesla, ainsi qu’au sein de ses équipes.

L’IA spatiale : une surenchère ?

Le solaire spatial est une vieille idée, qui remonte aux années 1970, et qui fait toujours l’objet d’études aujourd’hui. La proposition évoquée par Musk a le mérite de lever une difficulté importante de ces systèmes : la transmission de l’énergie au sol par des faisceaux d’ondes électromagnétiques. Si l’énergie est utilisée dans l’espace pour des datacenters, ce problème est levé, puisque ce sont des données, et non de l’énergie brute, qui seraient transmises. Certains observateurs relèvent toutefois une difficulté d’un autre ordre : dans le vide, il est difficile d’évacuer la chaleur. Or les datacenters en produisent beaucoup – certains constructeurs envisagent même de les placer dans les océans pour cette même raison.

Un projet fou ? Oui, Musk le dit lui-même : « C’est complètement fou. ». Il n’en reste pas moins qu’il s’agit d’une idée qui a le vent en poupe. Jeff Bezos, patron d’Amazon et de la société spatiale Blue Origin, l’avait lui même évoquée un mois plus tôt. De ce qui pourrait ressembler à une guerre de la surenchère, nous verrons bien ce qu’il subsistera au final.

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Forer, c’est tout un pan de l’imaginaire collectif américain. Et si cela désigne généralement l’extraction d’hydrocarbures fossiles profondément enfouis, cela concerne tout autant la géothermie. Dans laquelle ce savoir-faire peut trouver une nouvelle application énergétique. Un exemple avec ce record que vient de battre Mazama Energy.

La quantité de chaleur présente dans le volume de notre planète est colossale, et pourrait, en théorie, prendre une large part dans le mix énergétique mondial. Pour prendre un exemple, une étude du MIT de 2008 conclut que le gisement situé sur le territoire des États-Unis entre 3 et 10 kilomètres de profondeur représente, pour ce pays, au moins 1000 ans de consommation d’énergie.

Une ressource d’un grand intérêt donc, mais qui présente un inconvénient de taille : pour que cette chaleur soit utilisable au mieux, il est préférable qu’elle soit récupérée à la plus haute température possible. Et, hors localisations très particulières du point de vue volcanique, cela implique de devoir creuser profond. Et pour un prix le plus bas possible, pour que cette énergie soit compétitive.

Produire de l’électricité à partir des entrailles de la Terre

C’est aujourd’hui chose faite aux États-Unis avec ce record qui vient d’être battu. La startup Manzama Energy vient en effet d’annoncer avoir réussi à creuser un puits dont la température de fond atteint 331°C. Mieux, elle estime pouvoir atteindre 400°C courant 2026. Des températures suffisamment élevées pour assurer un excellent rendement pour la conversion énergétique qui transformera cette chaleur en électricité. Mazama affirme ainsi pouvoir proposer un concept dix fois plus dense en énergie, qui utilise 75 % moins d’eau et nécessite 80 % de puits en moins que les concepts concurrents.

Ce record a été établi sur le site pilote de Newberry, dans l’Oregon aux États-Unis, qui atteint 3 100 m de profondeur. Dans un avenir proche, l’entreprise réalisera des forages horizontaux qui permettront d’alimenter une centrale pilote de 15 MW, qui sera ultérieurement étendue (« scalée ») à 200 MW. Notons que Mazama Energy utilise une technologie de stimulation hydraulique propriétaire (appelée « Thermal Lattice ») ; une technique qui a conduit à des problèmes dans certaines exploitations de gaz de schiste aux États-Unis. Souhaitons que toutes les leçons en aient été tirées.

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Porté par des enjeux environnementaux et de souveraineté, il semble que le nucléaire fasse son retour en Italie. Renversant ainsi une politique initiée quarante ans auparavant.

Le 8 novembre 1987, les Italiens votent trois référendums qui conduiront in fine à l’arrêt de l’énergie nucléaire civile dans ce pays. Ces votes font suite à la catastrophe de Tchernobyl, qui avait alors frappé l’Ukraine un an plus tôt, le 26 avril 1986. Un nouveau référendum les 12 et 13 juin 2011 confirme cette orientation vers l’interdiction de nouveaux projets et l’abandon de cette source d’énergie. Et ce, dans la foulée de l’accident nucléaire japonais de Fukushima, provoqué par le tremblement de terre du 11 mars 2011 et le tsunami qui s’en est suivi.

Au regard de ces votes, on pourrait penser que le nucléaire est une solution définitivement abandonnée en Italie. Mais aujourd’hui, l’idée d’un nouveau nucléaire semble faire son chemin dans la politique italienne. Il faut dire qu’après le début de la guerre en Ukraine et la mise en place des sanctions contre la Russie, l’Italie avait été durement touchée par l’explosion du prix du gaz, dont le pays est très dépendant.

Un projet de loi pour reconstruire toute une filière

En mars 2025, le Conseil des ministres a approuvé un plan de relance du nucléaire. Aspect notable : ce plan envisage des centrales à fission et à fusion, mais surtout une orientation marquée vers des centrales d’une technologie différente de celles auparavant mises en œuvre. Le plan pourrait porter la contribution du nucléaire de 11 à 22 % de l’approvisionnement électrique de l’Italie à l’échéance de 2050.

La relance du nucléaire en Italie a depuis lors continué son parcours politique. Ce 2 octobre 2025, le gouvernement de Giorgia Meloni a adopté un projet de loi allant dans ce sens. Le texte devra ensuite faire l’objet d’un examen et d’un vote par le Parlement.

S’il est adopté, la loi permettra au gouvernement d’élaborer un programme de construction de capacités de production de l’énergie nucléaire, mais aussi le renforcement de la recherche en ce domaine, la possibilité de mettre en œuvre des campagnes de communication, ainsi que la création d’une autorité de sûreté indépendante. À ce jour, les technologies dans la ligne de mire de l’exécutif italien seraient des petits réacteurs modulaires (SMR) de troisième génération.

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L’électrification de la consommation d’énergie est aujourd’hui le principal chemin par lequel nous entendons décarboner l’économie et gagner en souveraineté énergétique. Dans le secteur des transports, elle se heurte toutefois à l’autonomie des batteries, et aux vastes quantités de ressources que nécessite la production de ces dernières. C’est sans compter sur la recharge par induction par la route elle-même, qui promet d’augmenter l’autonomie sans faire enfler la taille des batteries ni la durée des arrêts-recharge.

Les travaux ont commencé le 6 janvier 2025 sur une portion de l’autoroute A10, dans l’Essonne. Ils ont consisté à installer des bobines électriques sous la chaussée de la voie de droite, et ce sur un tronçon de 1,5 km. L’installation du système a duré environ quatre mois.

Une fois alimentées en courant électrique, ces bobines émettront un champ électromagnétique. Ce dernier pourra être capté par les très rares véhicules compatibles dotés de bobines réceptrices, alors même qu’ils circuleront sur la chaussée, le transformant en électricité. L’électricité pourra ensuite alimenter à la fois le moteur et la batterie, permettant ainsi de gagner en autonomie. Avec des bénéfices importants : les temps d’arrêt pour rechargement pourront être réduits, voire éliminés, et la batterie à embarquer pourra être de moindre capacité. C’est toute la promesse de la recharge dynamique par induction.

Place aux essais sur le tronçon pilote de l’A10

Une fois les travaux sur l’A10 terminés, l’installation a pu être testée. Vinci a dernièrement communiqué sur le succès de l’expérimentation. Le 22 octobre dernier, en effet, un camion électrique a pu se recharger par induction, tout en circulant sur la portion d’autoroute. La puissance électrique transférée a été en moyenne de 200 kW, voire jusqu’à 300 kW en instantané. Le système permettrait ainsi de gagner un kilomètre d’autonomie par kilomètre parcouru pour un poids lourd. Un gain qui pourrait s’élever jusqu’à 3 km pour un véhicule léger.

La recharge dynamique par induction a déjà fait l’objet de plusieurs expérimentations en France et dans le monde. Ainsi, en 2017, Renault, en partenariat avec Qualcomm et VEDECOM, avait pu tester un véhicule récupérant 20 kW jusqu’à 100 km/h. Le projet de Vinci, quant à lui, est le premier au monde équipant une autoroute. Une solution qui mérite que l’on s’y intéresse, dès lors que l’on considère l’explosion du besoin en transport par camion, pour les besoins des professionnels, ou simplement pour les colis des particuliers – un sujet pour le moins d’actualité alors que la plupart des sites en ligne affûtent leurs offres pour le Black Friday.

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Construite sur le site d’une ancienne centrale au charbon, la batterie stationnaire (BESS) de Waratah est le fleuron de la transition énergétique en Australie. D’une capacité de 1680 MWh, et d’une puissance de 850 MW, elle était la batterie la plus puissante du monde. Elle avait démarré en août dernier, et devait être pleinement opérationnelle à fin 2025. Jusqu’à cette énorme panne.

La nouvelle est tombée mi-novembre. L’Australian Financial Review (AFR) annonce que l’un des transformateurs du site de stockage de Waratah a subi une « défaillance catastrophique ». Un deuxième transformateur a également été mis à l’arrêt et devra probablement lui aussi être remplacé. La batterie était équipée de trois transformateurs, ce qui permettra aux 2592 batteries LFP de continuer à fonctionner, mais pour une puissance totale réduite, à hauteur de 350 MW.

Cette défaillance majeure n’est pas sans impact sur le réseau électrique australien. Ce dernier, en effet, est construit sur un territoire immense – l’Australie est un continent à elle toute seule – et il en résulte un réseau peu robuste et des interconnexions quasi inexistantes avec d’autres pays. Et la batterie stationnaire de Waratah, située non loin de Sydney en Nouvelle-Galles du Sud, devait être un maillon clé de la transition énergétique en Australie.

La difficile atteinte d’un équilibre pour le réseau australien

La batterie participait en effet à un vaste plan de remplacement des centrales au charbon australiennes (le Electricity Infrastructure Investment Act), et était destinée à absorber les variations de production des sources d’énergie renouvelables, à stabiliser les prix de l’électricité, ainsi qu’à protéger le réseau vis-à-vis des autres aléas (incendies, orages, …). À ce titre, elle avait été qualifiée de « Giant shock-absorber » (absorbeur de choc géant).

Le remplacement rapide des deux transformateurs accidentés sera difficile, car il s’agit d’un marché très tendu. Les délais de fourniture peuvent dépasser un an. De sorte que les gestionnaires de l’installation n’estiment pas possible un retour à la capacité maximale de la batterie avant 2026. Les autorités, quant à elles, se montrent plutôt rassurantes et n’envisagent pour le moment de modifier le calendrier de la transition énergétique. Dont en particulier l’arrêt programmé de la centrale au charbon d’Eraring (2880 MW), en 2027 – dont la fermeture avait déjà été repoussée.

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Le nouveau nucléaire, c’est une myriade de nouveaux concepts. Certains tiendront dans le temps, et d’autres non. Aussi, quand une coopérative énergétique spécialisée dans le nucléaire montre son intérêt pour le concept d’une startup du nucléaire, c’est forcément une bonne nouvelle pour cette dernière.

Hexana développe un réacteur modulaire (SMR) de quatrième génération, de 400 MW thermiques, basé sur la technologie des réacteurs à neutrons rapides à caloporteur sodium. Il s’agit de la technologie qui a été développée pendant plusieurs décennies au Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), mise en œuvre dans les réacteurs Phénix et Superphénix et qui devait trouver son prolongement dans le projet ASTRID, avant l’arrêt de ce dernier.

Le concept ne se limite pas à la production d’électricité. Le réacteur d’Hexana vise également à produire de la chaleur à haute température, jusqu’à 500°C, pour décarboner les applications industrielles qui en ont besoin. Une cogénération nucléaire, en somme. De façon à lisser les appels de charge, le réacteur est doté de réservoirs destinés à stocker la chaleur, et à découpler la production du cœur nucléaire de la variation des besoins, qu’ils soient thermiques ou électriques.

Une manifestation d’intérêt bienvenue

La startup vient de recevoir une manifestation d’intérêt de la part d’Atoomcoöperatie, située dans les Pays-Bas. Cette société, qui se décrit comme la première coopérative d’énergie nucléaire citoyenne, envisage un partenariat avec Hexana de façon à défendre l’énergie nucléaire en tant que proposition propre et résiliente pour décarboner le mix énergétique des Pays-Bas. Une bonne nouvelle, donc, comme l’indique Sylvain Nizou, président d’Hexana : « L’expertise et la connaissance approfondie du paysage énergétique néerlandais dont dispose Atoomcoöperatie seront déterminantes pour accélérer notre déploiement aux Pays-Bas. »

La coopérative se destine à investir dans de nouvelles centrales nucléaires, en particulier dans des SMR, et en particulier avec une implication citoyenne que permet son statut de coopérative. Rappelons qu’en décembre 2021, le nouveau gouvernement des Pays-Bas a donné au nucléaire une place de choix : il prévoit en particulier la construction de deux nouveaux réacteurs de 1000 à 1650 MWe, ainsi que le déploiement possible de SMR.

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Certains affirment que la fusion nucléaire est une promesse qui nous est faite depuis plus de soixante-dix ans, mais que l’on ne voit rien venir. Ce n’est pas complètement faux, mais ce n’est pas vrai non plus. Pour preuve, cette course aux records entre les différents acteurs. Un véritable marathon, qui s’étale sur des décennies. Et qui ne se perçoit qu’avec un peu de recul

Tore Supra est un tokamak situé sur le site du centre de recherche nucléaire CEA de Cadarache dans les Bouches-du-Rhône. Il est destiné à produire des réactions de fusion dans une enceinte en forme de tore, et le plasma y est maintenu selon le principe du confinement magnétique. Il démarre en 1988.

Le 16 décembre 2003, Tore Supra établit un record : celui de la durée de fonctionnement en continu pour un tokamak. Le plasma y est maintenu pendant 6 minutes et 30 s. Un record qui restera longtemps imbattu.

Mais c’était sans compter sur la compétition internationale. Et notamment celle qui nous vient d’Asie, et d’une nouvelle superpuissance : la Chine. Cette dernière mène de longue date un programme dédié au développement de la fusion nucléaire. À ce titre, elle participe par exemple au programme ITER, le réacteur international en cours de construction à Cadarache.

La Chine pulvérise un record de près de vingt ans

Sa participation à ITER n’a pas empêché la Chine de construire un autre tokamak sur son territoire. Le réacteur EAST (Experimental Advanced Superconducting Tokamak) est en effet mis en service en 2006. Et ce qui devait arriver arriva : en décembre 2021, il pulvérise le record de Tore Supra, avec un plasma de 70 millions de degrés maintenu pendant plus de 17 minutes (1056 secondes).

Mais ce record ne tiendra pas longtemps. Entre temps, un vaste programme de réaménagement est mis en œuvre sur Tore Supra, qui sera alors rebaptisé WEST (W Environment in Steady-State Tokamak). WEST redémarre en 2016. Et, le 19 février 2025, il reprend la tête : un plasma de 50 millions de degrés maintenu pendant plus de 22 minutes (1337 secondes).

Une course effrénée ? Seulement si l’on est patient et que l’on est prêt à suivre cette course qui se mène à un rythme de tortue. Elle n’en reste pas moins une course bel et bien réelle, et l’on ne peut qu’attendre avec une impatience l’annonce des prochains records – dans quelques temps.

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Depuis quelques années, l’intelligence artificielle s’est imposée dans nos vies, et a montré un développement exponentiel. Avec à la clé des inquiétudes légitimes concernant l’explosion de la consommation énergétique des datacenters. Tout du moins si l’on en reste aux technologies connues. Et cette startup vient de révéler une solution nouvelle, pour le moins exotique.

Nous connaissions le processeur, appelé CPU pour Central processing unit, contenant plusieurs cœurs très complexes et polyvalents. Ou encore la carte graphique, le GPU, pour Graphics processing unit, constitué de milliers de cœurs plus simples et spécialisés, mais hautement performants pour réaliser des calculs massivement parallèles. Dorénavant, il semble qu’il faille compter également sur le TSU, pour Thermodynamic sampling unit.

Il s’agit d’un nouveau type de puce créée par la startup Extropic. Son fonctionnement est bien différent de celles auxquelles nous sommes habitués. Ces dernières, en effet, traitent des bits, c’est-à-dire des unités d’information binaires (0 ou 1). L’architecture de la TSU au contraire utilise les fluctuations thermodynamiques des électrons qui la parcourent pour traiter des probabilités ; créant ce faisant ce que la société appelle un p-bit (pour probabilistic bit – précisons qu’il ne s’agit pas là d’une puce quantique).

Une architecture extrêmement efficace pour de grands calculs complexes

Les applications d’un tel concept sont nombreuses. Il permettrait en effet de réaliser des calculs très complexes avec une grande facilité, comme ceux qui sont menés pour les prévisions météorologiques. Mais aussi pour entraîner et utiliser des modèles d’intelligence artificielle (LLM, grands modèles de langage) comme ceux qui nous sont accessibles dans notre quotidien pour générer ou analyser du texte, des images ou des vidéos.

Et, à l’heure où la consommation exponentielle d’énergie de l’IA inquiète, cette nouvelle puce pourrait changer la donne. Car l’intégration de calculs probabilistes directement dans son principe de fonctionnement serait bien plus efficace pour entraîner ou utiliser une IA. Et cette efficacité serait payante, car elle permettrait de gagner plusieurs ordres de grandeur en termes de consommation d’énergie et de densité.

Pour l’heure, la startup a proposé à plusieurs partenaires, une première carte, baptisée XTR-0, dont le processeur TSU contient quelques p-bits. Ce premier modèle, sommaire, a toutefois suscité un réel enthousiasme. Avant que ne sorte le prochain modèle Z-1, plus conséquent, puisqu’il contiendra 250 000 p-bits.

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L’aluminium brûle dans l’air. Ce phénomène est bien connu des industriels qui travaillent avec des poudres de ce métal, qui, dans certaines conditions, sont susceptibles de s’enflammer, voire d’exploser – il s’agit du phénomène dit de pyrophoricité. Mis en contact avec de l’eau, l’aluminium produit également de la chaleur, mais aussi de l’hydrogène. Chaleur et hydrogène, voilà des ressources intéressantes dans le cadre de la transition énergétique. Et cela n’a pas échappé à la startup dont nous allons parler dans cet article.

La réaction chimique de l’aluminium et de l’eau est à la base du concept de la startup Found Energy, basée à Boston, aux États-Unis. Celle-ci récupère des déchets d’aluminium, les place dans un réacteur de sa conception, de façon à produire de la chaleur et de l’hydrogène, destinés à des procédés industriels. Et ces déchets d’aluminium peuvent provenir des rebuts d’usines, ou simplement de déchets du quotidien, comme une simple canette.

Il y a une subtilité dans le procédé de Found Energy. Lorsqu’il est oxydé par l’air ou par l’eau, l’aluminium forme des hydroxydes d’aluminium ou de l’alumine, lesquels bloquent la progression de l’oxydation. C’est la raison pour laquelle, dans notre quotidien, les objets en aluminium ne s’enflamment pas facilement. Pour contourner cette difficulté, la startup utilise un catalyseur dont la composition reste secrète, et qui est décrit comme « un métal liquide à bas point de fusion qui n’est pas le mercure ».

La startup commence tout juste son développement à l’échelle industrielle. Le réacteur de Found Energy équipera bientôt une usine du sud-est des États-Unis (dont l’identité n’a pas encore été divulguée), et utilisera les déchets d’aluminium de cette usine pour ensuite l’alimenter en chaleur et en hydrogène.

Vers un « vecteur aluminium » ?

Le concept est susceptible d’une large généralisation – tout du moins en théorie. La densité énergétique de l’aluminium est en effet deux fois plus importante que celle de l’essence, par exemple. Il est ainsi envisageable de l’utiliser comme vecteur énergétique pour une large palette d’applications, le chauffage ou la mobilité. C’est le concept des « combustibles métalliques ». Dans un tel schéma, l’aluminium serait produit à partir de ses oxydes et de sources d’énergie bas-carbone, et par des procédés eux-aussi bas-carbone. Il serait utilisé ensuite dans ses applications énergétiques, qui le ramènerait à l’état d’oxyde. Lequel serait à nouveau converti en aluminium métallique par ces mêmes procédés. Une boucle de recyclage, qui définit ainsi un vecteur énergétique.

Il va de soi qu’une telle « économie aluminium » n’apparaîtra pas demain. Toutefois, les développements de Found Energy nous en rapprochent. Rappelons au passage qu’en 2016, Peugeot avait financé une thèse visant à stabiliser une flamme poudre d’aluminium-air, avec en ligne de mire la conception d’un moteur automobile à combustible métallique.

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

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

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

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

La Chine dispose de gigantesques gisements de thorium

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

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

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

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

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

Un revêtement innovant pour favoriser l’évaporation

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Le recyclage a pour principe de transformer un déchet encombrant en une ressource utile. Les déchets nucléaires étant particulièrement encombrants, il y a donc tout intérêt à les valoriser. En France, les efforts ont été intenses en la matière, débouchant sur les filières MOX (recyclage du plutonium) et URE (uranium de retraitement). Et une nouvelle étape devrait bientôt être franchie concernant une autre substance radioactive.

Dans les déchets de combustible nucléaire, il y a un isotope particulièrement difficile à traiter : l’américium 241. Il s’agit d’une substance radioactive dont la période de décroissance est relativement longue (430 ans), ce qui implique qu’elle persiste dans les déchets longtemps après leur utilisation. Mais surtout, elle produit une chaleur significative, qui complique sa gestion : le refroidissement des colis qui la contiennent doit être assuré sur une longue durée.

Mais il existe une option permettant de transformer ces désavantages en force. Et c’est ce qui va être mis en œuvre par Orano à partir des déchets nucléaires traités à l’usine de la Hague. L’américium contenu dans les « cendres » des réacteurs nucléaires va en effet être séparé pour fabriquer des batteries destinées à des missions spatiales de la NASA.

De la chaleur pour alimenter les sondes en électricité

La chaleur que produisent ces déchets radioactifs peut effectivement être utilisée pour produire de l’électricité. Il s’agit de la technologie des générateurs thermoélectriques à radioisotopes (dits RTG, en anglais, pour Radioisotope Thermoelectric Generator). Ces systèmes passifs utilisent l’effet Seebeck, c’est-à-dire la conversion d’un flux thermique en électricité au travers de matériaux particuliers – c’est l’effet inverse des jonctions Peltier, qui permettent de refroidir par exemple des microprocesseurs à partir d’une alimentation électrique.

Les RTG sont particulièrement utiles pour les missions spatiales où les panneaux photovoltaïques ne sont pas appropriés, que la mission se déroule trop loin du Soleil, ou que les panneaux soient trop encombrants. Ils fournissent en effet en source électrique continue, et ce pour de très longues durées, sans besoin de ravitaillement. Ainsi, la sonde New Horizons qui a survolé Pluton en 2015 était équipée d’un RTG au plutonium 238, tout comme les rovers Curiosity et Perseverance qui arpentent aujourd’hui la surface de Mars.

Or aujourd’hui, du fait de la croissance des besoins de l’exploration spatiale, l’approvisionnement en plutonium 238 atteint la limite de sa capacité. Pour s’y substituer, l’américium-241 est vu comme une alternative d’intérêt. Et c’est dans ce contexte que la société américaine Zeno Power a conclu un partenariat avec Orano, signé le 24 septembre dernier. Une première production pilote de quelques grammes a été réalisée en 2024. L’objectif à terme est de produire environ 10 kg/an.

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La guerre commerciale entre les États-Unis et la Chine ne cesse de s’intensifier. Pourtant, en mai dernier, un sommet avait réuni les deux superpuissances, en quête de désescalade. Mais tout dernièrement, ces efforts ne semblent pas avoir payé. Il en résulte des menaces concrètes sur l’approvisionnement de nombreux secteurs de l’industrie occidentale, dont celle de la transition énergétique.

Le 9 octobre, le ministre du Commerce chinois annonce un ensemble de mesures de contrôle des exportations. Un arsenal qui tape là où ça fait mal : les exportations de terres rares, de technologies permettant de les extraire et de les raffiner, ainsi que des composants technologiques qui les contiennent. En réponse, les États-Unis ont réagi avec force le 10 octobre : +100 % de taxes douanières supplémentaires sur les importations chinoises, qui s’ajoutent aux tarifs précédents, amenant ainsi à un total de 130 %. C’est à une véritable escalade à laquelle nous assistons.

La principale industrie visée par la Chine est en premier lieu celle de la Défense, mais le secteur des énergies renouvelables est tout autant affecté. Une part des mesures de contrôle s’applique aux terres rares, dont la liste vient d’être élargie : l’holmium, l’erbium, le thulium, l’europium et l’ytterbium s’ajoutent ainsi à la liste en vigueur depuis avril 2025, à savoir : samarium, gadolinium, terbium, dysprosium, lutécium, scandium, et yttrium. Or ces matériaux entrent dans la composition des aimants nécessaires à certaines machines électromagnétiques (comme les générateurs ou les moteurs électriques), ou dans divers composants électroniques.

Le monopole sur les terres rares comme levier de puissance

La Chine a également imposé de nouvelles restrictions sur le graphite, et ce dernier est utilisé comme anode dans les batteries lithium-ion. Et cela aussi bien pour les batteries stationnaires que pour les véhicules. Les transferts d’équipements et les technologies permettant de produire des batteries sont également affectés, notamment concernant les batteries dont la densité énergétique dépasse 300 Wh/kg. Des permis seront en outre nécessaires pour exporter certains grades de silicium et les technologies utilisées pour la production de panneaux photovoltaïques.

La Chine entend moduler ses restrictions selon le partenaire commercial concerné. Elle cherche ainsi à utiliser sa suprématie sur la production de terres rares comme un levier de puissance. Ainsi que comme un levier économique, car il lui permet de concentrer son contrôle sur les technologies de la transition énergétique, et de sélectionner qui aura droit ou non à ses prodigieuses ressources. Côté occidental, le remplacement de la source chinoise de terres rares et de composants prendra nécessairement des années – et pourra conduire à de grandes difficultés environnementales. C’est donc une période pour le moins complexe pour tout le secteur énergétique qu’annonce l’escalade entre les deux grands rivaux de ce début du XXIᵉ siècle.

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Produire de l’hydrogène, aujourd’hui, c’est produire du dioxyde de carbone. En effet, 95 % de la production mondiale d’hydrogène utilise le procédé de vaporeformage du méthane ou de gazéification du charbon. Deux procédés qui génèrent des émissions massives de dioxyde de carbone. Ainsi, dans sa grande majorité, l’hydrogène est dit « gris ». Mais il existe des alternatives.

D’autres procédés permettent de produire de l’hydrogène propre, dit « vert » ou « jaune ». En premier lieu, l’électrolyse de l’eau, qui utilise de l’électricité nucléaire ou renouvelable, et ne produit aucune émission de CO₂. Il s’agit du procédé phare employé aujourd’hui pour produire de l’hydrogène décarboné. Il a néanmoins l’inconvénient de consommer une grande quantité d’électricité et de ne satisfaire qu’une infime part de l’hydrogène consommé dans le monde à ce jour.

La plasmalyse du méthane est une autre voie. Ce procédé permet de produire de l’hydrogène bas-carbone à partir de méthane, par la pyrolyse de ce dernier – c’est-à-dire une réaction de décomposition du méthane (CH₄) en ses atomes de base : hydrogène et carbone. La réaction se fait à très haute température (au moins égale à 1600 °C), et l’énergie est fournie par un plasma généré par de l’électricité.

Une technologie plus sobre que l’électrolyse

La plasmalyse produit ainsi d’un côté de l’hydrogène, et de l’autre côté du carbone pur. L’hydrogène, nommé « turquoise » dans ces circonstances, peut ensuite être revendu pour les mêmes applications que les autres types d’hydrogène. Quant au carbone produit, il est solide, il ne s’échappe donc pas dans l’atmosphère. Il est récupéré et valorisé : il peut en effet être revendu pour être utilisé comme « noir de carbone », et ses applications sont diverses : fabrication des pneus, colorant dans les peintures ou les plastiques, voire fertilisation des sols.

Et le procédé s’avère plutôt sobre. Le méthane est en effet plus facile à décomposer (« casser ») que l’eau, et il en résulte une consommation bien moindre d’énergie : la plasmalyse du méthane consomme 18,5 MJ/kg-H₂ (mégajoules par kilogramme d’hydrogène produit), à comparer à 143 MJ/kg-H₂ pour l’électrolyse de l’eau. Et les émissions de CO₂ sont quasi nulles, à comparer avec le vaporeformage qui émet environ 10 à 12 kg-CO₂/kg-H₂.

L’institut belge Materia Nova a récemment perfectionné le procédé original – le procédé Kvaerner inventé en 1990 – et a mis au point la « plasmalyse hybride ». Son avantage principal : une meilleure utilisation des caractéristiques spécifiques du plasma permettant de fonctionner à plus basse température. Une installation pilote de 1000 t/an va être construite avec Gazonor Benelux, avec pour objectif d’utiliser d’une manière propre les ressources locales de gaz de mine (« grisou »). Un coup double, car ce gaz, héritage du passé minier de la région, tend de toute façon à s’échapper de lui-même dans l’atmosphère.

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Les véhicules électriques alimentés à l’énergie propre ne produisent pas d’émission de carbone lorsqu’ils roulent. En revanche, leur fabrication peut conduire à des quantités substantielles d’émissions. Il existe toutefois de nombreuses solutions pour y remédier.

Les voitures thermiques et les voitures électriques partagent, hors batterie, un processus de fabrication similaire. Il en résulte une empreinte carbone relativement proche, de l’ordre de 5 à 10 tonnes de CO₂ équivalent (t CO₂e), en fonction de leur taille et de leur lieu de fabrication. Mais, pour les véhicules électriques, il faut ajouter à cela les émissions induites par la production des batteries. Et, selon une étude du cabinet de conseil McKinsey, les émissions dues à la fabrication d’une batterie d’un véhicule électrique typique (de 75 kWh) sont de l’ordre de 7 t CO₂e. Cela représente environ 90 kg CO₂e/kWh de batterie.

Si l’on considère qu’une voiture thermique produit environ 2 t CO₂e tous les 10 000 km – soit environ un an d’utilisation en moyenne – alors, il faut rouler entre trois et quatre ans en véhicule électrique pour rentabiliser son empreinte carbone, en relatif de sa contrepartie fonctionnant aux hydrocarbures fossiles. On comprend dès lors tout l’enjeu de la décarbonation de la production des batteries.

Le mix énergétique du pays de fabrication est le facteur le plus important

Pour réduire cette empreinte carbone, il faut analyser la chaîne de production des batteries, et identifier les maillons qui causent le plus d’émissions. Il s’avère que le facteur le plus influent est l’énergie nécessaire pour la production des composants des batteries. Ainsi, l’extraction du nickel, du manganèse, du lithium et du graphite, ainsi que leur raffinage, pèsent lourd dans l’empreinte carbone des batteries. Tout comme la production des électrodes, qui peut impliquer des températures élevées, lesquelles nécessitent une grande quantité d’énergie.

Qui dit besoins énergétiques implique que le mix énergétique du lieu de production des différents composants va compter au premier ordre. Ainsi, la production de batteries en Suède sera à l’origine de l’émission de 45 kg CO₂e/kWh, tandis que la production de batteries en Chine causera elle jusqu’à 108 kg CO₂e/kWh, soit plus du double. Problème : la Chine domine le marché des batteries de façon écrasante, avec plus de 70 % des parts de marché.

Le nickel pèse lourd dans l’empreinte carbone

Le choix du matériau utilisé dans les batteries n’est pas neutre non plus sur l’empreinte carbone de ces dernières. Et c’est le nickel qui occasionne le plus d’émissions. Or il est utilisé dans nombre de véhicules électriques, du fait de la haute performance des batteries NMC (Nickel-Manganèse-Cobalt). Ainsi, si l’on considère les batteries hors nickel en Chine, les émissions se réduisent drastiquement : elles passent de 108 à 79 kg CO₂e/kWh.

Le cabinet McKinsey se montre optimiste vis-à-vis des perspectives de réduction de l’empreinte carbone des batteries. Ainsi, d’ici à 2030, ils estiment que l’extraction et le raffinage ont le potentiel de réduire leurs émissions de près de 30 %, et ce par l’électrification des équipements. De même, la fabrication des électrodes pourrait voir ses émissions diminuer de 25 %.

Rien de plus vertueux qu’une batterie fabriquée à partir de matériaux recyclés

Le cabinet met également en avant tout l’avantage du recyclage des batteries. En effet, les matériaux sont, dans ce cas, bien sûr, déjà extraits, ce qui élimine le besoin de dépenser de l’énergie pour les extraire du sol et de les raffiner. Ainsi les batteries produites à partir de matériaux recyclés verraient leur empreinte carbone divisée par quatre. Un avantage qui se combine à ceux du seul accès à ces matières stratégiques, une perspective dans laquelle les batteries usagées pourraient devenir un nouvel or noir.

Les options disponibles sont très nombreuses, tout au long de la chaîne. De plus, les réglementations de l’Union Européenne ou des États-Unis sont de plus en plus strictes sur cet aspect. Certains fabricants de batteries annoncent également des objectifs ambitieux, à moins de 20 kg CO₂e/kWh. Au total, il semble donc que la décarbonation du secteur soit sur la bonne voie.

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L’énergie éolienne est très dépendante des conditions locales du vent, lesquelles déterminent en grande partie la rentabilité des installations. Mais avec cette nouvelle technique émergente, l’énergie éolienne aérienne, il est possible d’aller chercher le vent là où il se trouve : en altitude. Et la matière, la Chine, comme dans beaucoup de domaines, mène la danse.

Lorsque la vitesse du vent double, l’énergie produite par une éolienne est multipliée par huit – c’est le résultat de la fameuse formule de Betz, qui permet d’en calculer la puissance récupérable. Nous avons donc tout intérêt à placer les éoliennes là où le vent souffle fort. Or, plus on s’élève en altitude, plus le vent est fort. C’est la raison pour laquelle on place les turbines au sommet de hauts mâts, dont certains atteignent des dimensions colossales. Pour prendre un exemple, le prototype de 26 MW qui vient d’être installé en Chine, porte le moyeu à pas moins de 185 m d’altitude !

Existe-t-il une autre manière qu’un mât gigantesque pour placer une éolienne en hauteur ? Oui, c’est tout à fait possible, et ce grâce à un ballon dirigeable, un plus-léger-que-l’air, relié au sol par un câble électrique. Il est alors possible de placer les turbines très haut dans l’atmosphère, là où les vents soufflent le plus fort.

L’éolienne volante sur son site de lancement / Image : Beijing SAWES Energy Technology.

L’envol des premières éoliennes aériennes

En Chine, c’est tout un projet qui est en phase de décollage. La société Beijing SAWES Energy Technology vient en effet de faire voler son éolienne dirigeable de 1,2 MW, dans le désert du Winjiang. L’engin affiche des dimensions importantes : 60 mètres de long et 40 m de diamètre. Il a la forme d’une ogive, dont l’arrière est cerclé d’un anneau, formant ainsi un canal où sont nichées douze turbines de 100 kW chacune. D’après la société, le test a été un succès.

Depuis bientôt dix ans, la Chine s’est dotée d’un vaste programme national de développement des éolienne aériennes, courant jusqu’à 2030. Les premières applications visées sont les régions éloignées et difficiles d’accès. Ou encore, tirant parti de la grande facilité de déploiement des dirigeables, l’alimentation des régions sinistrées par des catastrophes naturelles.

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Le 28 avril 2025, une panne électrique géante frappe la péninsule ibérique, et se propage même jusqu’au Sud-ouest de la France. Un événement qui a montré toute la fragilité de notre société ultra-connectée. Aussi, quand le gestionnaire espagnol du réseau de transport alerte sur de possibles nouvelles pannes, les réactions sont immédiates.

Plusieurs enquêtes furent menées sur la panne d’avril 2025. Elles établiront son origine dans un phénomène de surtension. Cette dernière a entraîné une réaction en chaîne de déconnexions de plusieurs sites de production, laquelle s’est ensuite propagée à l’ensemble du réseau. Les causes profondes sont à relier au manque d’inertie du système électrique induit par un fort taux de pénétration des énergies renouvelables.

À la suite de la panne, des mesures renforcées ont été prises dans le cadre du « bouclier anti-blackout » : dès avril, la part d’énergies renouvelables a été limitée, au profit des centrales au gaz naturel, de façon à augmenter les marges de capacité de stabilisation du réseau. De même, depuis le 1ᵉʳ octobre, les producteurs solaires et éoliens avaient reçu pour consigne de ralentir leurs « rampes de puissance » ; ils ne sont dorénavant autorisés à passer de 0 à 100 % de puissance qu’en 15 minutes au moins, au lieu de 2 minutes précédemment. Des mesures qui ont en pratique permis d’éviter de nouvelles pannes pendant l’été.

Des mesures d’urgence pour éviter le blackout

Mais en ce début d’octobre 2025, Red Eléctrica de España (REE), gestionnaire du réseau de transport haute tension, demande la modification immédiate de quatre procédures de gestion du réseau. Ces demandes furent révélées par la consultation publique lancée en urgence le 8 octobre par Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), le régulateur espagnol du réseau. Deux jours plus tôt REE avait nié toute fluctuation importante sur le réseau espagnol.

Dans le document de la CNMC est pourtant fait état de variations brusques de tension sur le réseau électrique au cours des deux dernières semaines. Selon REE, ces fluctuations pourraient conduire à une nouvelle panne géante si les révisions proposées des protocoles n’étaient pas mises en œuvre. Les mesures concernent les heures de publication des plannings de production, un rehaussement des limites minimales de production pilotables (gaz), une généralisation du suivi des rampes de puissance, ou encore le renforcement des contrôles sur le réseau de transport.

Des mesures très techniques, donc. Objectif : renforcer la capacité d’intégration sans risque dans le réseau des énergies renouvelables. Dans le cadre de la consultation publique, CNMC alerte également sur l’accroissement des coûts de l’électricité que ces mesures pourraient impliquer.

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En 1869 s’est produite une gigantesque éruption solaire : l’événement de Carrington. Le jet de plasma éjecté par le Soleil a frappé la Terre, dont le champ magnétique a réagi avec violence. Aux États-Unis et en Europe, les lignes télégraphiques se sont mises à fonctionner toutes seules, voire ont causé des débuts d’incendie. Cet événement s’est produit à une époque à laquelle l’électricité n’avait pas autant d’importance qu’aujourd’hui dans nos vies. Et si cela devait se produire à nouveau ? Heureusement, des mesures commencent à être prises.

Nous avons abordé précédemment les conséquences sur notre réseau électrique, potentiellement catastrophiques, d’une éruption solaire massive. Nous avons ensuite abordé de quelle manière celles-ci étaient prises en compte dans la démonstration de sûreté des centrales nucléaires. Mais le réseau électrique lui-même est-il protégé ?

Le risque causé par les tempêtes géomagnétiques a commencé à être sérieusement étudié il y a déjà vingt ans, notamment à la suite de la coupure géante qui a plongé dans le noir six millions de personnes au Québec en 1989 ; en effet, la Terre avait alors été frappée par une éruption solaire importante. Vis-à-vis de ce type de risque, qu’on ne peut empêcher de se produire, ce sont deux types de mesures qui seront envisagées.

La météo spatiale : un sujet pris très au sérieux

Tout d’abord, il s’agit de mettre en place un système d’alerte. Ce dernier se base sur des satellites d’observation du Soleil et de la Terre, dont notamment SOHO (Solar and heliospheric observatory), un observatoire conjoint de la NASA américaine et de l’ESA européenne, en orbite à 1,5 million de kilomètres de notre planète. Les données collectées sont traitées par des organisations comme le Space weather prediction center (SWPC) aux États-Unis. Ce dernier réalise une véritable météo spatiale, qui peut être actualisée plusieurs fois par jour lorsque nécessaire, et produit des alertes en cas de menace. Le niveau d’alerte va de G1 pour une tempête mineure à G5 pour un événement majeur de type Carrington.

Impacts d’une éruption solaire sur notre infrastructure / Image : ESA/Science Office

Car il faut aller vite. En cas d’éruption solaire orientée vers notre planète, le plasma éjecté par notre étoile ne mettra qu’un à trois jours pour frapper nos infrastructures ! Et elle pourrait durer plusieurs jours. Ces systèmes d’alerte précoce permettent de préparer le réseau électrique à l’événement. Pour ce faire, les gestionnaires de réseau peuvent réorganiser les flux de puissance électrique, déconnecter les lignes les plus vulnérables, et redistribuer la charge. Objectif principal : éviter tout dommage sur les transformateurs, les maillons les plus fragiles du réseau, et dont la mise hors service peut causer une réaction en chaîne, jusqu’à l’effondrement total du réseau.

Améliorer la robustesse du réseau électrique

Les tempêtes géomagnétiques peuvent en effet causer des dommages majeurs aux transformateurs, par l’effet des courants induits géomagnétiquement (CIG). Ce sont des courants générés dans le sol, qui est un conducteur électrique, par les fluctuations fortes du champ magnétique terrestre. Au cours de leur circuit autour de la planète, les CIG peuvent emprunter le réseau électrique, et y causer des dommages. Pour les éviter, d’autres mesures peuvent être prises : une mise au neutre spécifique ou l’installation de filtres au niveau des lignes électriques et des transformateurs, ou enfin une conception plus résiliente des transformateurs. Les USA ont mis en place des systèmes de ce type à l’échelle pilote depuis 2016, par le biais de l’EPRI (Electric power research institute) ou de la NRC (Nuclear regulatory commission).

L’Union européenne apparaît un peu en retard par rapport aux États-Unis en la matière. Cela est dû entre autres au fait que son réseau est constitué de lignes plus courtes, moins sensibles aux CIG. Le risque est donc moindre. L’Europe compte toutefois rattraper son retard. Une analyse de risque a été publiée en 2014 par la Commission européenne – et est accessible en source ouverte (pour les anglophones). Par ailleurs, l’Europe prépare une mission spatiale ambitieuse avec le satellite Vigil, dédié à l’observation du Soleil. Dont le lancement est prévu pour 2031 – ce qui nous permet de relever qu’il existe un autre domaine que l’énergie où les délais sont particulièrement longs !

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Les tempêtes solaires font peser un risque colossal sur les réseaux électriques. Ces événements spatiaux rares, mais de grande ampleur, sont susceptibles d’affecter également les centrales nucléaires. Ces dernières sont-elles protégées face à ce type d’aléas ?

Les tempêtes solaires surviennent périodiquement, surtout lorsque le soleil est à son pic d’activité au cours de son cycle de 11 ans. Au cours de ces événements, des jets de plasma sont susceptibles de frapper la Terre, conduisant notamment à des perturbations du champ magnétique de notre planète. Ces perturbations génèrent à leur tour des courants électriques dans le sol et dans les conducteurs, appelés « courant induits géomagnétiquement » (CIG).

Ces courants peuvent provoquer des perturbations dans le réseau électrique, des surtensions, voire endommager des transformateurs. Il en résulte alors un risque important de panne électrique de grande ampleur, et possiblement pour de longues durées, notamment pour des tempêtes très rares, mais très puissantes, comme celle de l’événement de Carrington en 1859.

Une étude requise par les normes internationales

C’est la raison pour laquelle ce genre d’événement fait partie de la démonstration de Sûreté d’un réacteur nucléaire. Par exemple, le Guide SSG-77 de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), publié en 2022, inclut explicitement l’analyse des tempêtes solaires, au même titre que les agressions de type impulsion électromagnétique – ce qu’il faut comprendre comme celles provenant de sources naturelles comme la foudre, mais peut-être, aussi, d’attaques militaires. La réglementation française, quant à elle, est un peu moins explicite : l’arrêté du 7 février 2012 exige que soient prises en compte « la foudre et les interférences électromagnétiques ».

L’enjeu pour les réacteurs est en premier lieu la perte de l’alimentation électrique. Car un réacteur nucléaire, même arrêté, continue à produire de la chaleur – il s’agit de la puissance résiduelle, provenant de la désintégration des éléments les plus radioactifs du cœur. Cette chaleur doit être évacuée pour éviter une fusion du cœur (ou des éléments combustibles usés dans les piscines). Les échanges publics entre l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) et EDF nous indiquent que ce type d’événement est aujourd’hui inclus dans un scénario appelé « Manque de tension externe » (MDTE) de longue durée, c’est-à-dire pendant 15 jours. Dans ce genre de situation, ce sont les générateurs de secours (les diesels) qui prennent le relais – avec une réserve suffisante de carburant. Autrement dit, l’effet d’une tempête solaire est géré par son risque principal, à savoir une panne électrique généralisée de longue durée.

Il y a besoin d’aller plus loin pour la démonstration de Sûreté

Ces échanges nous indiquent que ce risque n’est pas considéré comme prioritaire – en particulier du fait de la latitude de la France, éloignée du pôle ; voir par exemple l’avis IRSN N°2020-00053. Cet avis indique toutefois qu’un programme exploratoire a été engagé par EDF pour mieux connaître les courants induits géomagnétiquement ; l’IRSN demande notamment que le point suivant soit analysé : « étudier les effets des courants géomagnétiques induits par une tempête solaire d’intensité significative, notamment sur les transformateurs (risque d’incendie) ». La complète évaluation de ce type d’événement semble donc toujours en cours.

Dans son guide, l’AIEA relève deux autres problématiques potentielles liées aux tempêtes solaires. Première d’entre elles : l’effet du phénomène électromagnétique sur les télécommunications, qui risque de conduire à une rupture de communication entre la centrale et les autorités, ce qui peut rendre difficile la gestion de crise. Autre élément : le risque sur le systèmes de contrôle-commande et de capteurs d’une centrale, qui pourraient être affectés par des perturbations électromagnétiques ; ce point est notamment étudié lors de l’étude de la protection de l’installation contre la foudre.

Pour terminer, il faut savoir qu’une centrale nucléaire a déjà été affectée par une tempête solaire importante. En mars 1989, en effet, une puissante tempête géomagnétique a conduit à une importante coupure du réseau électrique au Québec, coupant le courant à six millions de personnes pendant neuf heures. Au cours de cet événement, la centrale nucléaire Gentilly-2, de modèle Candu, dans la commune de Bécancour sur la rive du Saint-Laurent, a perdu son alimentation électrique. Les générateurs de secours ont alors pris le relais, sans dommage pour la centrale

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