La France et la Belgique associent leurs forces en matière d’hydrogène vert, à travers John Cockerill et sa filiale McPhy. Objectif : rendre cet technologie inéluctable pour la transition énergétique européenne grâce à un tout nouvel électrolyseur innovant. 

L’histoire de l’entreprise française McPhy, pionnière de l’hydrogène vert, aurait pu s’arrêter en juillet 2025, moins de deux ans après l’inauguration d’une gigafactory flambant neuve. Du fait de mauvais résultats financiers, consécutifs d’un marché encore poussif, l’entreprise est placée en liquidation judiciaire. Heureusement, une partie de ses activités sont rachetées par le belge John Cockerill Hydrogen, notamment la gigafactory située à Belfort.

Un an plus tard, John Cockerill Hydrogen vient de présenter dans l’usine de Belfort un prototype de stack d’électrolyse de 5 MW, fruit d’un an de travail entre les équipes des deux entités. Cet équipement innovant impressionne, avec ses 7 mètres de long pour 2 mètres de diamètre et 30 tonnes sur la balance.

Il s’agit du coeur de l’électrolyseur, qui a la particularité d’embarquer des cellules en polymère plutôt qu’en acier. Ce choix de matériau permet au stack de mieux réagir dans le temps à la potasse, un élément essentiel de l’électrolyseur, mais extrêmement corrosif. Si les prochains essais de ce stack sont concluants, sa commercialisation pourrait débuter dès la fin de l’année. Une ligne de production sur-mesure lui sera dédiée pour permettre une fabrication 100% française.

Une filière qui lutte toujours pour sa démocratisation

John Cockerill Hydrogen a bien conscience qu’il joue gros en reprenant McPhy et en misant sur le développement de l’hydrogène vert. En effet, si ce dernier est évoqué depuis de nombreuses années comme étant l’une des solutions à la transition énergétique, la réalité est beaucoup moins flatteuse.

D’un côté, l’hydrogène vert peine à concurrencer l’hydrogène gris encore 3 fois moins cher, tandis que l’hydrogène naturel est de plus en plus plébiscité. D’ailleurs, l’est de la France disposerait de réserves colossales. Pour se donner toutes les chances de réussir, John Cockerill Hydrogen doit donc limiter les coûts par tous les moyens possibles, notamment en permettant un assemblage entièrement automatisé, qui entraîne une réduction de 15% le coût total de chaque électrolyseur.

Outre l’innovation et la poursuite d’un coût de production toujours plus faible, l’hydrogène vert nécessitera vraisemblablement le soutien de l’Europe pour s’imposer dans le paysage de la transition énergétique.

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Les effets de la canicule se font de plus en plus ressentir, même auprès d’EDF. L’énergéticien français a notamment été contraint de réduire sa puissance nucléaire de près de 9 GW à cause des fortes chaleurs. À Bugey, EDF a mis en place une stratégie différente pour assurer la sécurité du réseau électrique, en obtenant une dérogation concernant la température de ses rejets dans le Rhône. 

Depuis quelques mois, les vagues de chaleur s’enchaînent sur tout l’Hexagone. Et si EDF et RTE ont tenu un discours rassurant jusqu’ici, plusieurs signaux d’alarme ont été tiré. Du fait de l’épisode caniculaire actuel, la puissance du parc nucléaire a été réduire de 14% au total. Au niveau de la centrale du Bugey, EDF a été autorisé à dépasser les seuils réglementaires de rejets d’eau chaude dans le Rhône.

En temps normal, la température de l’eau rejetée dans le Rhône ne doit pas dépasser une température de 26°C entre juin et septembre. EDF a proposé d’augmenter cette température de 1°C. Sans modification de cette température, EDF serait contraint de diminuer la production électrique des réacteurs n°3, n°4 et et n°5, voire même de les arrêter afin de limiter l’échauffement du Rhône. Mais leur fonctionnement est requis par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) pour assurer la sécurité du réseau électrique. D’ailleurs, le ministère chargé de l’énergie a confirmé cette nécessité. Cette dérogation est prévue jusqu’au 20 juillet inclus.

Des dérogations déjà accordées en 2003, 2006 et 2022

Les quatres réacteurs opérationnels de la centrale de Bugey ont tous été mis en service à la fin des années 70, et appartiennent au palier CP0. Ils affichent tous les 4 une puissance nette proche des 900 MWe. Mais si leur conception est très proche concernant la partie nucléaire, leurs systèmes de refroidissement divergent. Les réacteurs n°2 et n°3 disposent d’un circuit de refroidissement « ouvert », ce qui signifie qu’ils sont directement refroidis par l’eau du Rhône. Les réacteurs n°4 et n°5 sont refroidis par l’air, au moyen de quatre tours aéroréfrigérantes de 128 mètres de haut. De ce fait, ce sont principalement les réacteurs à circuits ouvert qui contribuent le plus à l’échauffement du Rhône. À pleine puissance, les 4 réacteurs prélèvent 90 m3/s, et restituent 89 m3/s, ce qui représente presque 45% du débit total du fleuve.

Ce type de dérogation n’est pas une nouveauté puisqu’elle a déjà été accordée en 2003, 2006 et 2022. Face à la tendance générale au réchauffement, et pour que cette dérogation ne devienne pas habituelle, EDF travaille actuellement sur un plan d’adaptation. L’électricien souhaite investir 8,7 milliards d’euros sur 15 ans pour adapter son parc au réchauffement climatique.

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Malgré le déploiement progressif d’alternatives moins carbonées (comme le biogaz), le gaz devrait connaître une importante baisse de consommation au cours des prochaines décennies. Pour accompagner ce déclin de consommation dans les meilleures conditions possibles, la CRE travaille sur différents scénarios. L’une des solutions consiste à supprimer des portions de réseaux quand elles ne sont plus utilisées. 

Pour la CRE, la gestion du réseau de distribution de gaz jusqu’en 2050 a des allures de casse-tête. Transition énergétique oblige, la consommation devrait décliner au cours des trois prochaines décennies. Mais malgré ce déclin potentiel, l’institution française a la lourde tâche d’organiser le marché pour permettre le maintien d’un tarif incitatif pour les utilisateurs actuels, rendre possible les investissements afin de maintenir l’état du réseau, et ne pas rogner sur les tarifs des futurs utilisateurs.

Dans un rapport publié le 1er juillet, la Commission de régulation de l’énergie a présenté les pistes qu’elle compte explorer à ce sujet, pour tenter d’enrayer l’effet ciseau. Si rien n’est fait, le coût des infrastructures devrait rester stable, mais sera réparti sur un moins grand nombre de clients, qui devront donc payer de plus en plus cher.

L’une des solutions évoquées consiste à rendre possible la fermeture progressive de certaines portions de réseau. Aujourd’hui, GRDF, qui gère le réseau, ne peut pas déraccorder un client de sa propre initiative, même lorsque le maintien du raccordement ne se justifie plus. De ce fait, un logement dans lequel le gaz n’est utilisé que pour la consommation peut entraîner le maintien de toute une portion de réseau. La CRE veut permettre le repli du réseau là où il n’a plus d’avenir. Organisée par un cadre juridique, cette gestion reposerait sur trois principes fondamentaux :

• Un déclenchement justifié par un réinvestissement nécessaire, mais très lourd pour une portion peu utilisée,
• L’existence d’une alternative énergétique viable comme l’électricité ou le réseau de chaleur,
• Un effort de prévenance et un accompagnement soutenu pour permettre aux consommateurs de basculer sur une autre énergie dans les meilleures conditions possibles.

La commission a déjà repéré les zones les plus propices à un réseau, avec notamment une énergie de substitution. Évidemment, certains consommateurs seront protégés de ce système comme les industries pour lesquelles le gaz est difficile à remplacer.

10 milliards d’euros nécessaires au démantèlement du réseau gaz ?

Toujours dans l’objectif d’anticiper le cadre juridique qui englobe la distribution de gaz en France, la CRE a également étudié ce que pourrait coûter le démantèlement du réseau gaz d’ici 2050. Selon les scénarios envisagés, ce coût pourrait s’élever à 10 milliards d’euros pour mettre en sécurité le réseau, déposer les canalisations et sécuriser les branchements. Comme ces coûts n’apparaissent qu’à la fermeture des ouvrages, leur ampleur dépend du nombre de consommateurs de gaz restant en 2050.

Si cette projection n’est en aucun cas un programme de démantèlement, elle permet de se poser une question cruciale : qui paiera la facture de ce démantèlement ? Pour éviter que seuls les opérateurs du réseau aient cette charge économique, la CRE envisage de provisionner ces coûts en avance via le tarif du gaz, ou encore de faire appel à un financement externe comme le budget de l’État.

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La construction de nouveaux réacteurs n’est pas un long fleuve tranquille, en particulier en France. Le programme EPR2 est d’une grande complexité technique, mais aussi administrative. Preuve en est : le programme est étudié à la loupe par la Commission Européenne, qui veille au respect de la concurrence. D’ailleurs, les contrats à long terme souhaités par EDF iraient à l’encontre du marché de l’énergie. 

Officiellement, le projet des 6 EPR2 suit son cours. Mais en coulisse, le passage par la case Commission Européenne engendre des tensions qui persistent. Le projet français vient d’être évalué par la Commission Européenne, qui a notamment analysé en détails trois mécanismes considérés comme des aides de l’État pour mener à bien le projet, à savoir :

• Le prêt bonifié. 60% des coûts de construction devraient être issus d’un prêt financé par le Fonds d’épargne géré par les Caisse des Dépôts et consignations. Son montant est estimé à 44 milliards d’euros.
• Le Contrat pour Différence. Chaque réacteur fait l’objectif d’un CfD pour 40 ans à partir de sa date de mise en service, avec un prix de référence estimé entre 85 et 115€/MWh.
• Le partage des risques. La France prévoit un mécanisme des partage des risques pour protéger la société spécialement créée pour la construction des réacteurs. Si la société en question est exposée à certains risques, elle pourra bénéficier d’une compensation.

De manière générale, la Commission Européenne a émis des réserves concernant la nécessité de proportionnalité de l’aide et de possibles effets négatifs sur la concurrence. Elle veut, en effet, privilégier à tout prix le marché, tandis que la France veut mettre en place des contrats à long terme pour vendre l’électricité de ses réacteurs. Selon les Echos, une personne proche du dossier aurait déclaré : « La Direction de la concurrence à Bruxelles ne bouge pas d’un iota. A un moment, ça risque de bloquer si elle reste sur sa logique idéologique de concurrence pure et parfaite, contre les monopoles historiques ».

Un planning déjà mis à rude épreuve

Sans accord trouvé dans les prochaines semaines, c’est tout le planning de construction des EPR2 qui pourrait être décalé. Pour l’heure, la prochaine étape concerne la décision finale d’investissement qui devrait être connue d’ici la fin 2026. Ensuite, le rythme devrait être extrêmement soutenu pour espérer la mise en service du premier EPR2 d’ici 2038 à Penly.

D’ailleurs, face au fiasco chronologique de l’EPR de Flamanville, la gestion des délais d’EDF est plus que jamais scrutée au microscope. L’électricien français doit pouvoir montrer son savoir-faire, en France, mais aussi à l‘étranger. Reste désormais à savoir si un accord va pouvoir être trouvé avant qu’il ne soit trop tard.

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Ce sera plus long que prévu. Au 1ᵉʳ juillet, tous les parkings des grands centres commerciaux devaient permettre la production d’énergie solaire tout en proposant de l’ombre aux automobilistes. Mais finalement, un dixième d’entre eux sont équipés. Une situation qui pourrait engendrer des amendes pouvant atteindre 40 000 € par an. 

On voit des chantiers fleurir un peu partout en France depuis quelques mois, mais ce n’est pas suffisant. L’article 40 de la loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, promulguée en mars 2023, stipule que la totalité des parkings de plus de 10 000 mètres carrés doit être dotée d’ombrières photovoltaïques depuis le 1ᵉʳ juillet 2026. Pourtant, il semblerait que seulement 10 à 15 % d’entre eux soient réellement équipés.

L’année dernière, une modification de la loi devait en théorie faciliter son application. L’article de loi original obligeait une couverture de 50 % de la surface des parkings avec des ombrières photovoltaïques. Désormais, tout ou partie de cette surface peut être équipée par de la végétalisation capable d’assurer de l’ombre. Néanmoins, cette modification a amplifié l’incertitude législative qui entoure la solarisation des parkings.

Jusqu’à 40 000 € d’amende par an

Les principaux acteurs de la grande distribution ont régulièrement rappelé leur opposition à cette loi de solarisation des parkings. Dans la pratique, cette dernière nécessite la mobilisation d’importantes zones foncières pendant 15 ans à 20 ans, pour les sociétés en charge des ombrières.

Toujours est-il que les différentes entreprises concernées vont devoir se rattraper rapidement, car l’amende peut monter à 40 000 € par an pour les parkings dépassant les 10 000 m². Par exemple, Carrefour a récemment indiqué à l’AFP avoir lancé 80 chantiers sur ces derniers mois, et obtenu 160 permis de construire. Rappelons que les propriétaires de parkings de moyenne surface, entre 1 500 et 10 000 m², ont jusqu’en juillet 2028 pour installer leurs propres ombrières photovoltaïques.

Si l’application de cette loi se montre plus laborieuse que prévu, l’installation de ces ombrières photovoltaïques a plus de sens que jamais. En plus de participer à hauteur de 20% à 30% de la consommation électrique des enseignes concernées, l’ombrage créé participe à l’adaptation des zones urbaines au bouleversement climatique.

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La nature a de la ressource, et nous le prouve tous les jours ! Il y a plus de 30 ans, plusieurs pays décidaient de déverser des centaines de milliers de fûts radioactifs dans les fonds marins pour s’en débarrasser, laissant ainsi présager le pire. Finalement, si une partie de ces fûts est dans un état désastreux, la biodiversité des fonds marins ne s’est pas arrêtée pour autant. Un signal encourageant pour l’avenir. 

L’été dernier, le navire océanographique français « Atalante » appareillait pour le nord-ouest de l’océan Atlantique afin de repérer quelques-uns des 200 000 fûts radioactifs qui avaient été jetés dans les fonds marins entre 1950 et 1990. Pour mener à bien cette mission, le navire avait été équipé de l’engin sous-marin UlyX pour faire un repérage précis et mettre en évidence des zones de grand intérêt.

En juin de cette année, c’est le navire « Pourquoi Pas ? » qui a pris le relais pour la suite de la mission, en embarquant à son bord l’historique sous-marin Nautile. Après avoir exploré l’épave du Titanic ou participé aux recherches du vol AF447, le sous-marin de poche a donc réalisé 20 plongées en 20 jours afin d’explorer ces zones d’intérêt précédemment repérées. Chaque plongée à 4700 mètres de profondeur a nécessité deux heures de descente pour cinq heures d’exploration.

Les fûts radioactifs abîmés n’empêchent pas la vie de se répandre

Au cours des plongées du Nautile, les scientifiques ont notamment observé des fûts dans un état de dégradation avancé. Les observations ont même montré que certains des fûts étaient éventrés et déversaient leur contenu. Il a été possible de déterminer le type de matériaux utilisé pour l’enrobage, à savoir de la résine, du bitume ou du ciment. Rappelons qu’avant d’être immergés, les déchets radioactifs étaient chargés dans ces fûts, avant que ces derniers ne soient remplis de matériaux comme de la résine ou du béton.

Selon les observations réalisées, l’état de dégradation de certains de ces fûts n’a pas freiné le développement de la vie sous-marine. Plusieurs formes de vie se sont même lancées dans la colonisation des fûts. On a découvert des anémones, des éponges ou même des crabes.

Durant les explorations, le Nautile a prélevé des sédiments, de l’eau, des organismes et des communautés microbiennes. En parallèle, plusieurs mesures de radioactivité correspondant au contenu des fûts étaient réalisées, en particulier pour le matériel du Nautile. L’objectif de ces prélèvements est d’objectiver les mécanismes de transfert et de transport des radionucléides dans l’océan profond ainsi que leur impact sur les écosystèmes des fonds marins.

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L’Inde travaille activement à devenir l’un des principaux acteurs du nucléaire à l’échelle internationale, et cet effort commence à porter ses fruits. Le pays vient d’enregistrer la première production d’hydrogène issu du nucléaire. 

L’Inde vient de réussir une première mondiale : produire de l’hydrogène grâce à la chaleur d’un réacteur nucléaire. Cette première a été rendue possible avec un Fast thorium breeder reactor (FTBR), un réacteur rapide surgénérateur au thorium expérimental. Celui-ci, lancé en 1985, dispose d’une puissance de 40 MWth et se trouve dans le centre de recherche atomique Indira Gandhi (IGCAR) de Kalpakkam.

Aujourd’hui, l’hydrogène est principalement produit par vaporeformage du méthane, une technologie très émettrice en CO₂. Les solutions de production d’hydrogène vert reposent presque intégralement sur l’électrolyse de l’eau, et ne représentent qu’un petit pourcent des 97 millions de tonnes produites par an. Elles nécessitent énormément d’électricité. C’est pour ça que cette réussite indienne est porteuse d’espoir.

Le centre de recherche atomique Bhabha a mis au point une technologie reposant sur un processus thermochimique. Celui-ci consiste à diviser l’eau en hydrogène et en oxygène grâce à une série de réactions chimiques à haute température. Ici, c’est le cycle cuivre-chlore qui a été utilisé. Il a l’avantage de nécessiter une température relativement basse de 530 °C, atteignable avec les réacteurs nucléaires de troisième ou quatrième génération comme le réacteur rapide indien. Ce processus ne nécessite que peu d’électricité en comparaison à l’électrolyse.

L’Inde mise beaucoup sur le nucléaire

Avec ce démonstrateur, l’Inde affiche clairement ses ambitions en matière de nucléaire : passer de l’acquisition de technologies à l’autonomie technologique, car cette technologie a été entièrement développée en interne. De manière plus générale, le pays veut faire du nucléaire un atout majeur pour son développement. Objectif : atteindre 100 GW de capacité d’ici 2047.

En attendant de mettre en service de nouveaux réacteurs, le pays s’est récemment illustré en remettant en service les deux réacteurs à eau bouillante de la centrale de Tarapur. Ces derniers sont désormais les plus vieux réacteurs en service au monde, puisque leur connexion au réseau date de 1969. Les deux réacteurs conçus par GE auront nécessité six ans de travaux avec notamment le remplacement complet des circuits de recirculation du fluide de refroidissement. Initialement affichés à 200 MWe, les deux réacteurs sont désormais limités à 160 MWe pour des raisons techniques.

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La Dordogne et ses vallées encaissées pourraient bien constituer le nouvel eldorado d’EDF. L’électricien français rêve d’y installer de nouvelles STEP pour stocker de l’énergie.

Tous les voyants sont au vert, pour donner une nouvelle impulsion à l’hydroélectricité en France. Suite à l’accord trouvé entre la France et la Commission européenne, Bernard Fontana veut refaire de l’énergie hydraulique une priorité avec le nucléaire.

De ce fait, EDF cherche à augmenter ses capacités de production et de stockage. Si des projets émergent un peu partout en France, la Dordogne concentre une grande partie des espoirs de l’électricien. Le fleuve (ou la rivière selon les points de vue) prend sa source sur les flancs du majestueux puy de Sancy. Puis, il fait son chemin jusqu’à l’estuaire de la Gironde à travers de nombreuses vallées encaissées, un terrain idéal pour y construire des barrages. Ce n’est donc pas un hasard si la Dordogne compte pas moins de 28 centrales hydroélectriques comme le barrage de Bort-les-Orgues et ses 235 MW de puissance installée, ou le barrage du Chastang, d’une puissance de 290 MW.

Transformer les barrages en STEP

En l’état, difficile d’imaginer de nouveaux barrages à travers la Dordogne. En revanche, depuis déjà plusieurs décennies, EDF rêve de pouvoir y stocker de l’énergie grâce à la construction de stations de transfert par pompage (STEP). On peut, par exemple, citer le projet historique de Redenat, qui a été stoppé en plein travaux, en 1982, à cause d’un contexte économique défavorable. Mais les besoins grandissants en stockage d’énergie pourraient faire renaître le projet. La STEP de Redenat s’appuie sur le barrage de Chastang, et consiste à créer un réservoir haut pour créer une centrale de 1200 MW pour une capacité de stockage de 20 GWh.

Ce n’est pas tout. Plus en amont, il semblerait qu’EDF travaille discrètement sur un autre projet de STEP faisant du barrage de l’Aigle la retenue inférieure. Selon une association locale, le réservoir haut pourrait être créé dans la vallée de l’Héritier, et aboutir à la construction d’un barrage de plusieurs dizaines de mètres de haut. Pour l’instant, EDF n’a rien confirmé ni infirmé, mais on peut distinguer des traces de sondages et de relevés ici ou là.

Si le potentiel du site est confirmé, il ne fait aucun doute que la création d’une telle retenue fera l’objet de débats, voire de protestations du fait d’un impact incontournable sur la biodiversité locale. Ceci dit, si l’impact environnemental initial des STEP est important, les capacités de stockage qu’elles offrent sont encore inégalées.

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Les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) sont souvent cités comme la solution ultime pour décarboner de nombreux secteurs d’activités. Mais pour le moment, rares sont les projections concrètes qui permettent de confirmer ces espoirs. Un géant de l’industrie portuaire a décidé de sauter le pas et d’analyser concrètement comment les réacteurs modulaires pourraient décarboner les ports du monde entier. 

Parmi les nombreux espoirs que suscite la technologie des Small modular reactors (SMR), on peut citer la décarbonation des installations portuaires. C’est en tout cas l’un des objectifs de DP World, troisième exploitant portuaire au monde. L’entreprise vient de s’associer à l’institut Terra Water et au CEA pour réaliser une étude sur l’intérêt des SMR dans la décarbonation des installations portuaires.

Cette étude portera spécifiquement sur l’implantation d’un SMR sur le port de Constanța, en Roumanie. Ce dernier est considéré comme le plus grand port de la mer Noire. L’étude devrait notamment consister à modéliser les demandes énergétiques du port entre 2030 et 2050, et à analyser la faisabilité technique, stratégique et économique d’une telle opération.

Les zones portuaires, sites stratégiques pour la décarbonation

Outre la décarbonation du transport maritime en lui-même, celle des installations portuaires est également un vaste défi. À mi-chemin entre logistique et industrie, ces installations ont beaucoup à faire pour réduire leur empreinte carbone, notamment via l’accélération de l’électrification des différents postes comme la manutention, ou l’alimentation des navires à quai. D’ailleurs, c’est ce qu’a récemment inauguré le port de Marseille-Fos.

Néanmoins, qui dit électrification dit production d’électricité. Si des solutions renouvelables émergent progressivement comme les installations houlomotrices d’Eco Wave Power ou Dikwe, aucune ne semble aussi stable que le nucléaire dans ce cas de figure. Reste à savoir si la technologie SMR, normalement plus facile à déployer que les réacteurs traditionnels, pourra répondre aux enjeux de sécurité des zones portuaires.

Si les résultats de l’étude sont encourageants, DP World pourrait étendre cette évaluation aux ports du Royaume-Uni, pour lesquels l’entreprise a signé un protocole d’accord à ce sujet.

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Malgré de nombreuses tentatives, la traditionnelle turbine à trois pales semble indétrônable, pour dompter l’énergie du vent. Mais une startup française a décidé de tenter sa chance avec un design novateur, pour un usage bien précis. Collaborative Energy ne veut pas créer d’immenses parcs éoliens offshore, mais aider les agriculteurs et les industriels à décarboner leur consommation électrique avec une éolienne adaptée à leurs besoins. Voici Quinoa. 

Qui a dit que les éoliennes devaient nécessairement avoir un axe horizontal, mis en mouvement par trois pales ? Née en Auvergne-Rhône-Alpes, mais adoptée par la Bretagne, la startup Collaborative Energy développe depuis 2016 une éolienne à axe vertical. Bien plus petite que les modèles traditionnels, cette éolienne du nom de Quinoa affiche une hauteur maximale de 12 mètres pour une puissance de 10 kW, et promet de mieux s’intégrer au paysage.

Si cette éolienne est plus petite, c’est qu’elle s’adresse principalement aux domaines de l’agriculture, de l’industrie et des collectivités territoriales. Elle constitue un moyen, pour les entreprises, de limiter leur consommation d’électricité. Après l’implantation d’un premier parc pilote dans le Var, la startup va installer l’une de ses éoliennes sur le site Titan Préfa de Plouisy, près de Guingamp. La mise en service est prévue pour le mois de septembre.

Une production française et même bretonne

Outre son architecture particulière, cette éolienne se distingue également par sa fabrication essentiellement française. Collaborative Energy indique ainsi que de nombreux éléments sont produits en Bretagne. Les pales sont ainsi fabriquées par la société lorientaise de SMM Composites, tandis que la partie électronique est assurée par l’entreprise Ovalt sur les sites de Rennes et Lamballe-Armor.

Si tout se passe comme prévu, Collaborative Energy devrait profiter de cette mise en service pour officialiser la commercialisation de l’éolienne, et pour dévoiler son prochain parc pilote qui devrait aussi voir le jour au nord de la Bretagne. Ce dernier devrait comprendre 10 éoliennes.

Démocratiser la « petite » éolienne

Avec son modèle Quinoa, Collaborative Energy entend redonner ses lettres de noblesse à la petite éolienne qui était autrefois régulièrement utilisée, en particulier dans le domaine de l’agriculture pour pomper l’eau. Le challenge technique et économique est néanmoins plus difficile à relever que pour les parcs de grandes dimensions. À petite échelle, les performances des éoliennes sont souvent diminuées par des conditions de vent plus incertaines, avec des turbulences plus fréquentes qui en altèrent le rendement. C’est d’ailleurs pour cette raison que les éoliennes domestiques n’ont jamais percé.

La technologie des éoliennes à axe vertical pourrait constituer le chaînon manquant pour permettre le développement de l’éolien à petite échelle grâce à un encombrement réduit, une meilleure intégration visuelle et une capacité à accepter les vents venant de n’importe quelle direction.

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Longtemps oublié, le dirigeable pourrait peu à peu réapparaitre dans le paysage, notamment pour son impact environnemental potentiellement moins important que d’autres solutions de vol. Une startup française s’en est fait la spécialiste avec un objectif : décarboner l’inspection des réseaux. 

Il faut regarder en l’air pour apercevoir l’une des attractions du salon français VivaTech, qui célèbre l’innovation technologique à l’échelle internationale. La startup française HyLight veut profiter de cet événement pour présenter son dirigeable autonome à propulsion hydrogène.

Contrairement au projet Flying Whales, qui promet de faciliter l’installation d’éoliennes dans des conditions topologiques complexes, le dirigeable de HyLight se veut plus petit, et exclusivement destiné à l’inspection des réseaux. Grâce à sa propulsion hydrogène, il promet plus de silence, d’économies et moins d’émissions par rapport aux missions d’inspection traditionnelles. Autonome, il devrait pouvoir analyser jusqu’à 350 km de réseau en une seule mission.

Remplacer les hélicoptères pour améliorer l’inspection des réseaux

À l’heure actuelle, les inspections de réseaux se font par hélicoptère. RTE pratique de nombreuses inspections de ce type. Le principe est simple : l’hélicoptère, avec à son bord trois personnes, passe des réseaux en revue à basse altitude, entre 20 m et 60 m à une vitesse d’environ 30 km/h. Cela permet de repérer des éléments dégradés : poteaux endommagés, isolateurs cassés, attaches à remplacer ou végétation trop proche. Une caméra thermique permet également de détecter les éventuels points chauds et ainsi de prévoir des interventions.

L’hélicoptère permet d’aller beaucoup plus vite que des opérations terrestres. En revanche, il a un défaut : son impact environnemental. Les hélicoptères d’inspection, comme les Airbus H125 ou équivalent, consomment aux alentours de 200 litres de kérosène par heure de vol.

En parallèle, certaines missions d’inspection peuvent être réalisées grâce à des drones. Mais tout comme les hélicoptères, les drones affichent une autonomie largement inférieure au prototype de dirigeable de HyLight. Forte de son potentiel, la startup a déjà noué des partenariats avec Enedis, la SNCF, Natran ou encore Suez.

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Une piscine du nord de la France est désormais chauffée grâce à de « l’herbe à éléphant », une graminée de 3 mètres de haut. Cette plante, encore peu connue en France, a de nombreuses propriétés qui pourraient en faire un incontournable de la décarbonations. 

Récemment inaugurée après 10 ans de fermeture, la piscine de la ville de Leforest vient de réouvrir avec une particularité. Elle est chauffée à partir d’un matériau dont vous n’avez peut-être jamais entendu parler : le miscanthus. Cette plante herbacée, originaire d’Afrique et d’Asie du Sud, est de plus en plus cultivée en France du fait de ses caractéristiques propres, et de ses nombreux avantages.

Dans le cas de la piscine de la commune de Leforest, le miscanthus utilisé a été cultivé sur le site de l’ancienne fonderie de plomb de Metaleurop Nord, à Noyelles-Goldault. Les émissions de poussière de la fonderie ont contaminé les sols environnants en plomb, cadmium et zinc jusqu’à sa fermeture en 2003. Si l’emplacement de l’usine a été démantelé de manière traditionnelle, des méthodes innovantes ont été testées avec plus ou moins de succès aux abords du site, là où la pollution est plus diffuse.

Parmi les techniques étudiées, l’usage de plantes de remédiation a été testé, avec des résultats hétérogènes. Si, en termes de dépollution, le miscanthus n’est pas une plante miracle, cette dernière a tout de même la capacité d’accumuler les métaux lourds dans ses racines sans pour autant les transférer vers ses parties aériennes. Cela permet notamment de sécuriser partiellement les sols pollués et de limiter la mobilité des polluants.

Le miscanthus, plante du futur ?

Pour la production d’énergie, elle est idéale. Une fois installée, elle produit beaucoup de matière sèche chaque année avec un entretien quasi-nul à partir de la deuxième ou troisième année. D’ailleurs, elle a la capacité de repousser grâce à ses rhizomes. Cela signifie qu’une fois plantée, elle repousse naturellement tous les ans pendant 20 ans. Outre les feuilles qui tombent durant l’année et protègent le sol en générant un paillage, ses tiges sont récoltées sèches au début du printemps. Il n’y a plus qu’à les broyer pour les utiliser dans des chaudières biomasse.

Ce n’est pas le seul avantage. Avec une production locale et peu intensive, l’impact carbone de cette plantation est très positif, notamment grâce à l’absence d’entretien pendant 20 ans. Sans entrer en concurrence avec les terres agricoles à usage alimentaire, le miscanthus peut être cultivé sur des terres polluées.

En parallèle, la plante est de plus en plus étudiée dans le domaine du bâtiment, car c’est un excellent produit d’isolation. Outre sa grande légèreté, le miscanthus affiche une excellente résistance thermique, tout en étant perspirant. Cela signifie qu’il absorbe de l’eau quand l’humidité de l’air est trop élevée, et relâche cette eau quand l’air est trop sec. Enfin, il est étanche à l’air. Plusieurs entreprises travaillent à l’industrialisation et à la commercialisation de blocs de béton de miscanthus qui auraient des propriétés similaires au béton de chanvre. En France, sa production a plus que triplé en l’espace de 10 ans.

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Ce camion de collecte n’a pas simplement succombé à la canicule, il a pris feu après qu’une batterie au lithium a été négligemment déposée dans un sac de déchets ménagers. Une erreur dont les conséquences auraient pu être très graves. 

Il a fait très chaud, le 19 juin, dans la rue du 19-Mars de la ville de Wattrelos, près de Lille. Un camion-poubelle y a pris feu en pleine tournée, à cause d’une batterie au lithium jetée dans les déchets ménagers. Celle-ci a été écrasée lors du processus de compaction du camion, engendrant un emballement thermique et un départ de feu immédiat. En plus de ravager entièrement le camion de collecte, l’incendie s’est propagé à trois véhicules alentour, et a même fait exploser les vitres des habitations de la rue.

Heureusement, aucune victime n’est à déplorer, mais cet incident rappelle la potentielle dangerosité des batteries au lithium quand elles ne sont pas manipulées ni traitées comme il se doit en fin de vie.

Piles et batteries au lithium : fléau des centres de tri

Si les images sont impressionnantes, la situation n’est pas tout à fait inédite. L’année dernière, le président de la Fédération des entreprises du recyclage, François Excoffier, avait alerté sur le sujet, en expliquant qu’une hausse spectaculaire des incendies était observée dans les centres de tri. Alors qu’on recensait en moyenne entre 140 et 150 incendies par an, ce nombre est passé à plus de 400, sans prendre en compte les départs de feu presque mensuels qui sont tout de suite maîtrisés. Toujours selon François Excoffier, les bouteilles de gaz et batteries au lithium seraient à l’origine de 60 % de ces incendies.

Face à cette situation de moins en moins contrôlée, une proposition de loi, validée par le Sénat, devrait passer par l’Assemblée nationale. Elle a été écrite de manière à responsabiliser les producteurs de batteries sur la prévention des incendies dans les centres de tri. Une meilleure gestion de la fin de vie des batteries est d’autant plus importante que ces dernières prennent une place toujours plus grande dans notre quotidien.

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Téléviseurs, cafetières et autres micro-ondes sont bons à jeter à la poubelle. À cause d’une mauvaise manipulation entraînant une surtension sur le réseau, Enedis a accidentellement causé la destruction des appareils électriques de 20 foyers en Indre-et-Loire. Un cas rarissime, mais qui peut être très dangereux. 

Des habitants de la commune de Chanceaux-sur-Choisille (37) ont eu la mauvaise surprise, mardi 16 juin, de constater que la plupart de leurs appareils électriques avaient été détruits suite à une opération d’élagage entreprise par Enedis. À l’occasion de cette opération, le gestionnaire de réseau avait déployé des groupes électrogènes, mais un dysfonctionnement électrique a entraîné une surtension dans une vingtaine d’habitations. Interrogé par Ici Touraine, l’un des habitants raconte même avoir entendu un « boum » avant de voir une flamme d’un mètre de haut sortir d’une de ses prises de courant.

La tension du réseau, qui est passée de 230 V à 400 V, a détruit téléviseurs, machines à laver, stores électriques ou encore micro-ondes. Très rapidement, Enedis a reconnu sa pleine responsabilité et a présenté ses excuses aux personnes touchées en précisant qu’il prendrait en charge l’indemnisation du matériel détruit.

La surtension, un phénomène rare mais potentiellement grave

Ce n’est pas la première fois qu’un tel événement se produit. Il y a 10 ans, dans le Calvados, un technicien EDF avait inversé la phase et le neutre dans un poste transformateur. Conséquence de la mauvaise manipulation : l’électroménager de 40 foyers avait été détruit. En 1987, un incident de ce type avait engendré des conséquences encore plus graves en Gironde. À l’époque, un problème de surtension avait plongé dans le noir 30 000 foyers, et provoqué l’explosion du compteur électrique d’une maison, entraînant son incendie. Heureusement, l’incident n’avait fait aucune victime.

Les conséquences de ces événements peuvent être très importantes : destruction de circuit électrique, départ d’incendie, apparition de courant de fuite, ou encore implosion d’appareils. Cependant, il n’existe pas de méthode miracle pour se prémunir de ce type d’événement qui reste très rare.

En revanche, il est possible d’éviter les surtensions d’origine naturelle. Parfois, ces dernières peuvent être causées par l’orage. Il est ainsi conseillé de débrancher ses appareils électriques en cas d’orage à proximité. Dans les régions où les orages sont fréquents, la norme NF C 15-100 peut même rendre obligatoire l’installation d’un paratonnerre en toiture, ainsi que d’un parafoudre sur le compteur électrique. Grâce à cet appareil, la surtension est déviée vers la prise de terre, protégeant ainsi les appareils électriques du logement.

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Si l’Europe met l’accent sur la multiplication des sites de production d’électricité renouvelable, encore faut-il pouvoir la distribuer. Un rapport indépendant indique que dans une partie de l’Europe, pas moins de 100 milliards d’euros de projets seraient bloqués à cause de réseaux de transport d’électricité pas adaptés. 

Si l’Union européenne fait partie des relativement bons élèves en matière de transition énergétique, elle n’en reste pas moins confrontée à des problèmes importants pour réussir cette transition. Parmi ces problèmes, le réseau électrique européen est un obstacle majeur au développement des projets de production d’énergie renouvelable. Un récent rapport du groupe AFRY, commandé par l’organisme à but non lucratif « Beyond Fossil Fuels », indique ainsi que près de 375 GW de projets sont en standby, faute de possibilité de raccordement.

Ces 375 GW concernent plusieurs pays européens, à savoir la Bulgarie, la République tchèque, l’Allemagne, la Grèce, l’Italie, la Pologne, l’Espagne et la Grande-Bretagne. Toujours selon ce rapport, cet embouteillage de raccordements pourrait jouer un rôle dans le maintien de la dépendance européenne aux énergies fossiles. Au total, ils représentent 100 milliards d’euros d’investissement qui ne peuvent pas encore aboutir et participer à la décarbonation des mix électriques des pays concernés.

Un problème d’architecture réseau

À l’origine, le réseau énergétique européen a été construit principalement autour du charbon, puis du gaz. Ces centrales étaient généralement implantées à proximité des gros consommateurs. En France, le schéma est d’ailleurs similaire avec les centrales nucléaires.

Mais avec le développement de l’éolien ou du solaire, c’est toute cette architecture réseau qui doit être repensée car les sites de production d’électricité se retrouvent excentrés. Les gestionnaires de réseau doivent donc s’adapter à ces nouveaux moyens de production et amener toujours aussi efficacement l’électricité produite jusqu’aux logements et aux entreprises.

Le stockage d’énergie prend aussi du retard

La Commission européenne a bien lancé des chantiers pour accélérer cette évolution du réseau électrique européen, avec un total de 1,2 milliard d’euros d’investissement sur ce sujet d’ici 2040, et le lancement de 8 autoroutes de l’électricité pour faciliter ce transport. L’amélioration du réseau est d’autant plus importante que les retards de raccordement touchent également les projets de stockage d’énergie, à hauteur de 455 GW. La situation a des allures de cercle vicieux parce que chaque retard de déploiement de capacités de stockage freine l’efficacité des sites de production d’énergie.

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Malgré de nombreuses turbulences, les énergies renouvelables continuent leur progression dans le pays de l’Oncle Sam. Une nouvelle encourageante pour les États-Unis, et pour le reste du monde. 

En novembre 2024, la réélection de Donald Trump a jeté un froid sur l’ensemble du secteur renouvelable américain et même mondial. Il faut dire que le président américain n’a pas caché son hostilité, en particulier envers les éoliennes. Néanmoins, 2 ans plus tard, force est de constater que l’essor des énergies renouvelables outre-atlantique ne fait que progresser.

Le dernier rapport de la US Energy Information Administration (EIA) en est la parfaite illustration. Ce rapport trimestriel, considérant les 3 premiers mois de 2026, a constaté une forte hausse de la quantité d’électricité produite par les énergies renouvelables. Le rapport indique une augmentation de 11,1 % par rapport au même trimestre de 2025.

En parallèle, la production électrique des centrales au charbon a chuté de 11,4 %, tandis que celle du gaz naturel et du nucléaire ont respectivement augmenté de seulement 1,1 % et 0,9 %. En suivant cette tendance, et en prenant en compte les 57 GW d’énergie renouvelable qui devraient être ajoutés aux capacités totales sur l’année 2026, l’EIA a estimé que la capacité renouvelable dépassera celle du gaz naturel d’ici 2027.

Une progression majoritairement solaire

À y regarder de plus près, cette hausse n’est pas uniforme, et principalement d’origine solaire. L’EIA révèle ainsi que la production d’électricité solaire, par rapport au premier trimestre 2025, a augmenté de 23,9 %. L’hydroélectricité a augmenté de 21,9 % et l’énergie solaire à petite échelle (moins de 1 MW installé) a augmenté de 11,9 %. En revanche, la hausse de production du secteur éolien peine à dépasser les 2 %.

Ces chiffres révèlent que les efforts de Trump pour déstabiliser le secteur éolien ont malheureusement porté leurs fruits. Rappelons que récemment, TotalEnergies a accepté de renoncer à la construction de 2 parcs éoliens offshore moyennant un accord financier de 928 millions de dollars. Cette somme correspond à ce que TotalEnergies avait versé, en 2022, pour obtenir les deux concessions situées au large de New York et de la Caroline du Nord. Sept États démocrates viennent d’attaquer en justice cet accord financier, estimant qu’il repose sur un dispositif illégal.

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Faute de mieux, les carburants durables constituent le meilleur espoir de décarbonation du secteur aérien. Pour que la France joue son rôle en la matière, quatre entreprises vont construire une usine capable de produire 160 000 tonnes par an de carburant synthétique à Dunkerque. 

Les carburants d’aviation durables, aussi appelés SAF (sustainable aviation fuels), se sont très vite imposés comme la seule véritable solution pour décarboner le plus rapidement possible le secteur de l’aviation. Pour le moment, aucune innovation technologique n’a permis d’imaginer un futur proche dicté par une aviation électrique ou à hydrogène.

Progressivement, les usines de kérosène « vert » se multiplient et l’une d’entre elles devrait voir le jour sur le port de Dunkerque. Les entreprises Airbus, Safran, Tereos et Technip Énergies viennent d’annoncer la création d’une coentreprise appelée Rebound, qui devrait aboutir à la construction d’une usine capable de produire 160 000 tonnes de SAF par an.

Cette création intervient dans un contexte dicté par les directives européennes. La réglementation ReFuelEU Aviation a fixé l’objectif d’utilisation de 6% de SAF dans l’ensemble du kérosène utilisé d’ici 2030, et 70% de SAF utilisé dans l’ensemble du kérosène en 2050. Pour mener à bien le projet, chacun devrait apporter sa pierre à l’édifice. Alors que Safran et Airbus apportent leur connaissance du secteur de l’aérospatial en tant que partenaires industriels, Technip Énergies devrait prendre en charge le développement technique du projet et l’ensemble de l’ingénierie. Enfin, Tereos, grand groupe sucrier et leader européen de la production d’éthanol, devrait fournir et sécuriser l’approvisionnement en éthanol du site.

Du carburant d’aviation durable, sous certaines conditions

Pour produire du carburant sans pétrole, l’entreprise Rebound compte s’appuyer sur la technologie « Alcohol-to-Jet ». Cette dernière est considérée comme l’une des méthodes les plus pragmatiques pour produire des hydrocarbures artificiels compatibles avec les installations, les équipements et les moteurs des avions actuels.

Elle consiste à transformer un alcool, en l’occurrence de l’éthanol avancé obtenu à partir de résidus agricoles et forestiers, pour obtenir un hydrocarbure synthétique. Cette transformation nécessite de nombreuses étapes : déshydratation, oligomérisation, hydrogénation puis fractionnement.

Néanmoins, qui dit carburant de synthèse ne veut pas nécessairement dire carburant durable. Les équipes de Rebound vont devoir travailler sur l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement de l’usine pour obtenir un éthanol au bilan carbone le plus bas possible. Sans cette étape indispensable, le SAF obtenu pourrait afficher un bilan carbone peu avantageux en comparaison à son homologue fossile.

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Il va maintenant falloir assumer cette décision. La Commission européenne a annoncé le financement de nouveaux onduleurs chinois pour des projets photovoltaïques. Cette décision, bien que positive en matière de cybersécurité, devrait peser lourd sur le déploiement de nouvelles capacités solaires en Europe à court et moyen terme. 

Le mois dernier, la Commission européenne a tranché : elle ne financera plus d’onduleurs solaires fabriqués en Chine. Cette décision intervient dans un contexte géopolitique mondial de plus en plus tendu, dans lequel l’Union européenne cherche à retrouver une souveraineté globale et à limiter ses dépendances, en particulier dans le domaine de l’énergie.

Or, les onduleurs chinois connectés à internet posent question. Considérés comme « à haut risque », ils pourraient être utilisés pour perturber le réseau électrique européen et provoquer des pannes de courant d’importance nationale. Certains pays n’ont d’ailleurs pas attendu la Commission européenne pour prendre des mesures. La Lituanie a récemment déclaré ne plus vouloir d’onduleurs chinois. Désormais, tous ses projets auront recours à du matériel fabriqué dans l’Union européenne ou aux États-Unis.

L’impact de la Chine est immense sur le déploiement de l’énergie photovoltaïque dans l’Union européenne. Sur les dernières années, environ 70 % des onduleurs installés ont été fabriqués par Huawei ou Sungrow.

Cybersécurité ou objectifs carbone, il faut choisir

Néanmoins, cette décision n’est pas sans conséquence et pourrait avoir un impact direct sur la vitesse de déploiement de nouvelles capacités photovoltaïques. Selon Reuters, la décision de l’UE pourrait affecter 20 % des nouvelles capacités solaires, soit au moins 14 GW de puissance potentielle chaque année. Pour l’heure, les alternatives européennes sont 20 % à 40 % plus chères, ce qui devrait entâcher la rentabilité de projets solaires déjà difficiles à rentabiliser.

D’ailleurs, si l’Europe veut gagner en indépendance en matière de photovoltaïque, la création d’une filière 100% européenne se montre d’une grande complexité. Il suffit de voir le destin de Carbon, la gigafactory française qui devrait naître à Fos-sur-Mer.

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GRDF en fait-il trop pour vanter les avantages du biométhane ? Le gestionnaire de réseau de gaz a récemment été dans le viseur de la CRE pour cause de communication trompeuse. Ce constat de la CRE arrive à un moment où la filière du gaz est en difficulté, peinant à trouver sa place dans une transition énergétique de plus en plus portée sur l’électricité. 

C’est un constat en forme de rappel à l’ordre. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de publier son rapport sur « le respect des codes de bonne conduite et l’indépendance des gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz naturel » sur la période 2023-2025. Ce rapport se compose de plusieurs audits réalisés auprès des différents gestionnaires de réseaux, qui sont destinés à vérifier que chaque gestionnaire respecte le périmètre de sa mission.

La CRE évoque un niveau de conformité élevé, mais dévoile tout de même quelques irrégularités, en particulier en matière de communication. La commission a constaté, dans le domaine du gaz, que certaines actions de communication dépassent le périmètre de mission des gestionnaires de réseaux, et ne respectent pas toujours l’indépendance entre les activités de production et de fourniture du gaz. Par exemple, GRDF a communiqué sur des modes de production du biométhane à plusieurs reprises avec, par exemple, la mise en avant d’inaugurations de méthaniseurs.

D’autre part, des campagnes publicitaires menées par GRDF sont exclusivement axées sur le gaz vert, et ont pu engendrer une confusion entre gaz fossile et gaz vert, en omettant le fait que le gaz vert ne représentait que 3,2% du gaz consommé en 2024. Selon la CRE, cette confusion s’apparente à la promotion du gaz fossile ou de ses usages.

La filière gaz, grande perdante de l’électrification des usages

Ces rappels arrivent dans une période compliquée pour la filière gaz, et en particulier pour la filière du biométhane. Si GRDF multiplie les campagnes de communication autour du biométhane, c’est parce que le gestionnaire de réseau croit dans un mix gazier 100 % renouvelable d’ici 2050. Le gestionnaire met ainsi en avant des technologies de production comme la méthanisation ou la pyrogazéification.

Néanmoins, le gouvernement semble avoir choisi la voie de l’électrification pour décarboner le pays, plutôt que le gaz vert. D’ailleurs, si le biogaz constitue l’une des solutions pour la décarbonation du mix énergétique, il a l’inconvénient de reposer sur le vivant. De ce fait, sa production ne peut pas être augmentée de manière infinie, sous peine de déstabiliser durablement les productions agricoles et les réserves forestières.

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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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