Voilà enfin une avancée concrète en matière de petit réacteur nucléaire modulaire (SMR). Une startup américaine privée est parvenue à atteindre la criticité pour son prototype de micro-réacteur. Désormais, elle doit faire valider son design auprès de la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC) pour espérer une commercialisation d’ici septembre 2028.

Il aura fallu moins de 12 mois aux équipes de la startup Antares pour passer du concept à la criticité. Le prototype Mark-0, essentiel au développement des micro-réacteurs nucléaires commerciaux de la startup, vient d’atteindre la criticité dans le laboratoire Idaho National Laboratory (INL). Cela signifie qu’il est en mesure de produire sa propre énergie en continu grâce à une réaction de fission auto-entretenue.

Un refroidissement au sodium

Contrairement à la plupart des réacteurs nucléaires actuels, la technologie de refroidissement choisie par Antares n’est pas à eau pressurisée. Ici, ce sont des caloducs au sodium qui sont utilisés pour refroidir passivement le réacteur. Cette technologie a l’avantage d’avoir un circuit de refroidissement fonctionnant à la pression atmosphérique, ce qui permet d’éviter les risques de surpression et d’explosion de vapeur (cf. Tchernobyl).

En contrepartie, une attention toute particulière doit être portée à la gestion du sodium. Ce dernier s’enflamme au contact de l’air, et réagit violemment avec l’eau. Son utilisation a engendré plusieurs incidents nucléaires, comme en 1995, dans la centrale japonaise de Monju. Peu de temps avant, une explosion due au sodium a également eu lieu dans des locaux proches du réacteur de recherche français Rapsodie. L’événement avait entraîné la mort d’un technicien.

Antares fait la course en tête

Antarès vise le déploiement du R1, un petit réacteur nucléaire d’une puissance comprise entre 100 kWe et 1 MWe, d’ici 2028. Capable de fonctionner plus de 6 ans sans rechargement, ce réacteur se destine principalement à alimenter les installations militaires.

Pour les États-Unis, le développement des SMR constitue un enjeu stratégique majeur. De ce fait, le Department of Energy (DOE) a lancé en août dernier le Reactor Pilot Program, un programme d’accompagnement de 11 projets de type SMR avec l’objectif d’atteindre la criticité pour plusieurs d’entre eux avant le 4 juillet 2026. Si Antares a gagné cette première étape, il lui reste maintenant à faire homologuer sa technologie par la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC). Pour l’heure, seule la startup NuScale a réussi à faire valider son design de SMR.

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EDF n’aura bientôt plus d’éoliennes ni de panneaux solaires en Amérique du Nord ! L’électricien français serait en discussion avancée avec une compagnie américaine pour le rachat des 6,1 GW de capacités renouvelables actuellement en service outre-Atlantique. Cette cession pourrait rapporter 4 milliards d’euros à EDF. 

Chez EDF, on cherche à faire des économies à tout prix. Si les résultats sont globalement bons, l’électricien français accuse toujours une dette de 50 milliards d’euros, et fait face à une montagne d’investissements pour permettre l’électrification de la France. En fin d’année dernière, Bernard Fontana, PDG d’EDF, a donné le ton en annonçant une série de mesures destinées à assainir la situation financière du groupe pour lui redonner une dynamique financière positive. Parmi ces séries de mesure, l’une d’entre elles a fait parler : celle de prioriser la France, le nucléaire et l’hydroélectricité.

C’est donc en toute logique que le groupe a lancé, il y a quelques mois, le projet Lafayette. Objectif : céder l’intégralité du portefeuille éolien et photovoltaïque d’EDF en Amérique du Nord. Représentant 35 % de tout le portefeuille solaire et éolien d’EDF (à fin 2024), il englobe 6,1 GW d’installations en service et 19,2 GW de projets en développement répartis entre le Canada, le Mexique et les États-Unis.

L’heureux gagnant pourrait bien être LS Power, une compagnie américaine d’électricité qui est entrée en discussions avancées avec EDF. Si rien n’est encore signé, des rumeurs évoquent un accord annoncé d’ici la semaine prochaine. L’opération pourrait avoisiner les 4 milliards d’euros.

Financer les futurs EPR2

Si on est bien loin des 73 milliards d’euros évoqués pour la construction des 6 nouveaux EPR2, ces 4 milliards d’euros pourraient permettre à EDF d’envoyer un message fort concernant l’assainissement de ses comptes. D’ailleurs, en février, Bernard Fontana indiquait que les transferts d’actifs et cessions envisagés représentaient une enveloppe de 20 milliards d’euros.

Dans tous les cas, EDF va devoir trouver des sources de financement pour les presque 500 milliards d’euros de besoins d’investissement évoqués par la Cour des Comptes à l’horizon 2040. Parmi ces solutions de financement, EDF pourra notamment compter sur le Livret A des français.

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Quoi de plus logique que l’un des bâtiments les plus écologiques de France pour une école d’ingénieur à la pointe de la technologie ? L’ESIEA vient d’inaugurer son tout nouveau campus vanté à tout point de vue. Au programme : du chauffage assuré par le data center, des panneaux solaires, une isolation en fibre de bois et même une serre en toiture. 

Pour son nouveau campus implanté sur le site de l’ancienne cité Gagarine, à Ivry-sur-Seine, l’école d’ingénieurs ESIEA a vu les choses en grand, et surtout en vert. Le site, composé de deux bâtiments pour un total de 16 000 mètres carrés, a été entièrement pensé pour afficher un impact environnemental le plus faible possible. Capable d’accueillir 2000 étudiants, il a en grande partie été construit à partir de matériaux biosourcés, en valorisant notamment les vestiges de l’ancienne cité sous forme de granulats. Du béton bas carbone a également été utilisé tandis que l’isolation a été réalisée en fibre de bois.

Mais c’est d’un point de vue énergétique que la conception du bâtiment impressionne le plus. Le chauffage est assuré à la fois par le data center de l’école, et par une serre de 400 m² située en toiture. En complément, le site est raccordé au réseau de chauffage urbain de la Ville de Paris, qui fonctionne avec 76 % d’énergies renouvelables. Ces spécificités permettent de limiter les besoins en électricité, qui sont assurés par un total de 280 mètres carrés de panneaux photovoltaïques. L’ensemble est complété par un réservoir d’eau de 260 m³.

Un campus doublement labellisé

Grâce à son éco-conception, le campus a reçu deux labels : HQE et E+C-. Le premier, signifiant Haute Qualité Environnementale, témoigne d’une prise en compte globale de la qualité de construction en atteignant des objectifs en matière de consommation, mais également de durabilité et de confort. Il prend en compte de nombreux critères comme l’intégration du bâtiment dans son environnement, le choix des matériaux, la phase chantier, le confort thermique et acoustique ou encore la qualité de l’air des espaces intérieurs.

Le label E+C-, ou Énergie positive et réduction carbone, a été lancé par l’État en 2016, et évalue à la fois la performance énergétique du bâtiment, et ses émissions de gaz à effet de serre durant toute sa durée de vie. Cette partie repose ainsi sur une analyse du cycle de vie (ACV).

Gestion des ressources et recherche appliquée

Le nouveau campus de l’ESIEA souligne la direction prise par l’école d’ingénieurs en matière de recherche et d’enseignement. Les nouvelles installations, et en particulier le fablab, devraient permettre aux étudiants de développer des projets autour du recyclage des déchets plastiques et aluminium. La serre et des bassins d’hydroponie ont été créés dans le but d’associer technologies numériques et agriculture urbaine. Même une miellerie équipée de ruches connectées devrait compléter cet écosystème.

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L’augmentation du nombre de panneaux solaires chez les particuliers donne du travail supplémentaire au Médiateur de l’énergie. Dans un récent rapport, celui-ci révèle que le nombre de saisines en lien avec le photovoltaïque ne cesse d’augmenter, au détriment des nouveaux producteurs d’électricité. 

Entre baisse du prix des panneaux solaires et coûts élevés de l’électricité, toutes les raisons sont désormais bonnes pour installer des panneaux photovoltaïques en autoconsommation à la maison. Selon Enedis, la France compterait près d’un million d’installations photovoltaïques chez des particuliers, dont 800 000 sont en autoconsommation.

Problème : le rachat du surplus d’électricité produite fait fréquemment l’objet de litiges, selon le Médiateur de l’Énergie. Ce dernier a constaté une multiplication par six du nombre de saisines liées au photovoltaïque entre 2022 et 2025.

Des retards qui entraînent un manque à gagner pour le propriétaire

C’est en partie vrai pour les contrats avec obligation d’achat souscrits auprès d’EDF OA. Ce dernier a fait l’objet de 91 saisines portant sur la mise en place de ces contrats d’obligation d’achat. Les litiges concernent principalement des retards de mise en service, souvent pour des raisons administratives. Il peut s’agir de problèmes liés à la demande de Consuel, ou tout simplement de dossiers de raccordement incomplets. Bien souvent, c’est l’installateur qui est en cause, mais la responsabilité d’EDF OA est parfois engagée. C’est d’autant plus important que ces retards entraînent systématiquement un manque à gagner par rapport à la production solaire.

Mais EDF est loin d’être le principal acteur de ces saisines. En effet, plusieurs fournisseurs d’électricité alternatifs se proposent de racheter le surplus d’électricité non autoconsommée pour permettre aux producteurs d’électricité solaire de réduire leur facture. Mais le Médiateur de l’énergie a relevé de nombreuses saisines au sujet de ces contrats.

Deuxième carton rouge d’affilée pour JPME

Au cœur du problème, on retrouve surtout le fournisseur d’électricité JPME, qui concentre la grande majorité des critiques. Historiquement connu pour des défauts et des retards de paiement, le fournisseur n’a pas su remonter la pente, bien au contraire. Déjà épinglé par le Médiateur de l’Énergie avec ses 190 saisines reçues en 2024, JPME a fait encore pire avec un total de 580 saisines recevables sur l’année 2025.

La situation est telle que JPME a perdu son agrément, c’est-à-dire qu’il ne peut plus établir de contrat avec de nouveaux clients. Ses clients actuels, s’ils le souhaitent, basculent automatiquement vers EDF ou une entreprise locale de distribution.

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Quinze ans après la catastrophe de Fukushima, l’ancienne troisième puissance nucléaire mondiale prend elle aussi le nouveau train du nucléaire et veut que l’atome produise 20% de son électricité dès 2040. Pour cela, elle aura besoin de construire de nombreux nouveaux réacteurs. 

Le Japon semble enfin prêt à réellement relancer son programme nucléaire. Après avoir autorisé, en février 2023, le prolongement de la durée de vie de certains réacteurs de 40 à 60 ans, le gouvernement a franchi une nouvelle étape en février 2025 avec la publication de son 7ᵉ plan énergétique. Ce dernier stipule que la part du nucléaire dans le mix électrique devrait passer de 8,5% à 20%.

Néanmoins, en l’état, le parc nucléaire japonais ferait face à un déficit de capacité de production à l’horizon 2040. Le ministère de l’Économie, du Commerce et de l’Industrie vient donc de proposer la construction de 2 à 5 nouveaux réacteurs d’ici 2040, puis d’atteindre 14 nouveaux réacteurs d’ici 2050 pour répondre à l’objectif de production visé. Construire ces 14 nouveaux réacteurs, pour une puissance cumulée proche de 16 GW, prend également en compte la hausse des besoins énergétiques associés à l’électrification et à la multiplication des centres de données.

Remonter la pente de l’après-Fukushima

Cette nouvelle est hautement symbolique. En 2011, le Japon comptait 54 réacteurs nucléaires, qui participaient au mix électrique du pays à hauteur de 30%. Mais la catastrophe de Fukushima a bouleversé en profondeur le programme nucléaire japonais, puisque 14 mois après la catastrophe, plus aucun réacteur n’était en fonctionnement. Depuis, le pays redémarre ses réacteurs au compte-gouttes. À l’heure actuelle, il ne compte plus que 33 réacteurs opérationnels, dont 15 ont déjà été remis en service. D’ailleurs, la centrale de Kashiwazaki-Kariwa, considérée comme la plus grande du monde, a officiellement été relancée cette année avec le redémarrage du réacteur n°6 en janvier.

Avec ces objectifs chiffrés en matière de construction de réacteurs, le Japon semble vouloir définitivement tourner la page du traumatisme Fukushima, et faire du nucléaire un atout pour la décarbonation. Actuellement, le Japon est le 5ᵉ plus gros émetteur de CO₂ au monde.

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C’est l’un des monuments de l’histoire électrique française, et il est toujours capable de produire l’équivalent de la consommation de 41 000 habitants. Le barrage d’Éguzon vient de franchir la barre symbolique des 100 ans d’activité. Malgré un premier siècle mouvementé, il devrait participer activement à l’électrification de la France. 

C’est un anniversaire qui ne se rate pas. Le barrage d’Éguzon, situé dans l’Indre, vient de fêter ce week-end le centenaire de son inauguration. Construit à partir de 1917, le barrage devait d’abord mesurer 35 mètres de haut. Mais après de nombreuses modifications de projet, il a fini par atteindre la cote définitive de 61 mètres de hauteur à partir des fondations. Le barrage a donné naissance au lac de Chambon, retenue d’une superficie de 3,17 km² et d’un volume de 57 millions de mètres cubes.

Équipé de 6 turbines Francis de 12 MW, il affiche une puissance totale effective de 70,6 MW. On est loin des 1800 MW du barrage de Grand’Maison, mais au moment de son inauguration, il est considéré comme le plus puissant barrage d’Europe et alimente la ville de Paris en électricité. Régulièrement rénové et remis à niveau par les équipes d’EDF, il a reçu en 2019 une turbine supplémentaire destinée à maintenir le débit minimal de la rivière Creuse, sur laquelle il est implanté.

Avec ses 100 ans de service, le barrage d’Éguzon fait parti des doyens du parc hydroélectrique français. Néanmoins, il ne s’agit pas du plus vieux barrage encore en activité. On peut par exemple citer le vénérable barrage de Rochebut, situé sur le Cher. D’une modeste puissance de 16,8 MW, il a été mis en service en 1909.

Une histoire mouvementée

Du fait de sa puissance, le barrage d’Éguzon a joué un rôle stratégique majeur durant la seconde guerre mondiale. Situé en zone libre, il a très vite été occupé par les allemands, notamment pour alimenter des usines travaillant pour l’Allemagne.

Du fait de cette importance stratégique, les Alliés envisagent rapidement de le faire sauter. Les Résistants s’y opposent pour conserver l’outil de production, mais également pour éviter la destruction des communes situées en aval du barrage. À partir de ce moment, de nombreuses actions sont menées pour perturber la distribution d’électricité du barrage. L’intensité des sabotages culmine en mars 1944, quand une petite équipe de Résistants, comprenant notamment un Résistant de 16 ans, parvient à détruire 28 pylônes lors de la même opération. Finalement, le barrage est libéré en aout 1944 sans combats, ce qui permet sa remise rapide en exploitation.

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Symbole de modernité dans les années 1960, la copropriété Parly 2 veut rester dans l’ère du temps en mettant en service une centrale géothermique capable de couvrir la consommation de 10 000 habitants, soit 70 % de ses besoins !

Il aura fallu 10 ans pour faire de la géothermie une réalité dans la plus grande copropriété d’Europe. Située à Chesnay-Rocquencourt dans les Yvelines, la copropriété de Parly 2 vient de mettre en service une toute nouvelle installation de géothermie destinée à couvrir 70 % des besoins en chauffage et en eau chaude sanitaire de ses quelque 7500 appartements.

Logements, bâtiments publics et hôpital branchés à la géothermie

La chaleur produite n’alimentera pas que les habitations, puisque la ville du Chesnay-Rocquencourt, qui a accompagné la mise en œuvre de la centrale géothermique, va acheter de l’énergie thermique à la copropriété pour alimenter certains de ses bâtiments comme l’hôtel de ville, la piscine ou encore l’hôpital Mignot.

Le complément de chauffage, environ 30 % de la consommation annuelle, est toutefois assuré par une chaufferie à gaz fossile. Selon le syndicat de la copropriété, l’arrivée de la géothermie ne devrait pas jouer sur le confort de chauffage des logements, mais devrait contribuer à la stabilisation des charges. De plus, la géothermie devrait avoir un impact favorable sur les diagnostics de performance énergétique et avoir un rôle positif sur la valorisation du patrimoine.

Une infrastructure privée d’une ampleur inédite

L’installation consiste en deux puits de 1500 mètres de profondeur qui viennent récupérer la chaleur du Dogger, une nappe d’eau naturellement chaude, située entre 1500 et 2000 mètres de profondeur. Le premier puits, dit de « production », permet de puiser l’eau chaude tandis que le second, dit de « réinjection », permet de rendre à la nappe toute l’eau puisée.

L’ensemble devrait produire environ 71 GWh de chaleur, ensuite distribuée à travers les 20 km d’un réseau de chaleur entièrement privé. Cela représente la consommation d’une ville de 10 000 habitants. La centrale, qui a nécessité un investissement de 35 millions d’euros, devrait éviter l’émission de 18 500 tonnes de CO₂ par an.

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Le prix de l’énergie n’a pas fini de faire parler. Si l’électrification des usages est pleine de sens pour bien des raisons, son coût pose question. Pour accélérer cette transition à l’échelle nationale, une solution vient d’être proposée au Premier ministre français. 

Pour faire face aux enjeux climatiques, mais également aux enjeux de souveraineté énergétique, l’heure est plus que jamais à l’électrification. D’ailleurs, le Président de la République semble vouloir prendre le sujet à bras le corps, notamment avec l’organisation de l’Équipe de France de l’électrification.

Néanmoins, il reste un problème majeur : le prix de l’électricité, qui est toujours trop élevé. Pour avantager l’électricité et plus généralement l’énergie produite sur le sol français, l’Union française de l’électricité (UFE) vient de proposer une solution au Premier ministre Sébastien Lecornu, par l’intermédiaire d’un courrier : celle de baisser la fiscalité des énergies produites en France.

Pour organiser cette baisse de la fiscalité, l’UFE propose d’inscrire cette thématique aux travaux préparatoires à la loi des finances de 2027. En parallèle, l’association envisage l’organisation « d’assises de la fiscalité énergétique » avec l’objectif de trouver le bon compromis concernant cette baisse de taxe sur les énergies nucléaires, renouvelables et biogaz.

La fiscalité des énergies : un sujet brûlant à court et long terme

La proposition de l’UFE s’appuie notamment sur le fait que la fiscalité actuelle porte des incohérences avec par exemple le diesel qui est moins taxé que l’essence, ou le gaz qui est moins taxé que l’électricité. Toujours selon l’UFE, un consensus politique semble émerger sur le sujet, alors qu’il divisait il y a encore quelques années. On notera que les Républicains ont récemment publié une tribune dans le journal Le Monde pour la baisse du prix de l’électricité en France.

Néanmoins, le sujet est plus complexe qu’il n’y paraît. D’ailleurs, l’enjeu financier est colossal pour l’État, car la fiscalité énergétique française représente un total de presque 60 milliards d’euros chaque année, soit 2 % du PIB national. Sur ces 60 milliards d’euros, deux tiers proviennent des énergies fossiles et plus précisément du pétrole.

Une baisse de la fiscalité pourrait causer un trou dans le budget de l’État à court terme, mais également à long terme. D’ailleurs, selon le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO), organisme lié à la Cour des comptes, les recettes d’accises devraient baisser de 30 milliards d’euros avec la sortie des énergies fossiles. L’électricité ayant un meilleur rendement que le pétrole, la quantité totale d’énergie nécessaire devrait tout simplement baisser, et les recettes fiscales associées aussi.

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L’électricien français vient de demander l’autorisation au gendarme du nucléaire de reporter certains des contrôles de la VC1, la première visite de contrôle d’envergure du nouveau réacteur de Flamanville, qui doit débuter le 26 septembre prochain. Pour améliorer son image, EDF ne veut plus entendre parler de retard, quitte à rogner provisoirement sur les activités de contrôle et de maintenance.

350 jours, pas un de plus. Voilà la durée prévue par EDF pour réaliser la VC1, première visite complète de l’EPR de Flamanville. Cette opération d’envergure a pour objectif de vérifier l’ensemble du fonctionnement du nouveau réacteur tricolore, un an après sa mise en service commerciale. Le programme de cette opération est colossal, puisqu’on compte, au total, 20 000 activités techniques à réaliser en un peu moins d’un an. Pour y arriver, ce sont près de 2500 salariés d’EDF qui sont mobilisés.

Il y a quelques mois, le directeur du réacteur n°3 se voulait rassurant sur la tenue des délais en indiquant que la VC1 était en pleine préparation, et que le calendrier était découpé par modules pour y parvenir. Néanmoins, alors que la date de déconnexion du réacteur approche, la confiance semble se déliter du côté d’EDF. L’électricien français aurait demandé à reporter certaines activités de contrôle des équipements sous pression, pour alléger la charge de travail. Si ce type de lissage se pratique déjà sur d’autres centrales, il témoigne tout de même de la situation dans la centrale de Flamanville.

Que va décider l’ASNR ?

Maintenant que la demande a été faite, c’est à l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection de trancher. Malgré cette demande d’allègement, les opérations les plus emblématiques de cette VC1 seront maintenues. Parmi ces opérations, on peut citer le chargement du combustible, les tests hydrauliques du circuit primaire principal, mais également l’inspection de la cuve par téléopération.

Rappelons qu’EDF va profiter de cet arrêt longue durée pour remplacer le couvercle de la cuve du réacteur. Sujet majeur de sûreté nucléaire, le couvercle actuellement en place comporte des anomalies dans sa composition. Certaines zones du couvercle affichent une ségrégation positive de carbone qui diminue les marges mécaniques de l’acier. Découvert en 2015, ce problème a fait l’objet de nombreux échanges entre l’ASN et EDF. Finalement, en 2023, l’ASN a accepté que le couvercle de la cuve soit utilisé mais remplacé dès la première visite complète.

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