Choses à Savoir TECH VERTE

Les batteries restent l’un des principaux points faibles des voitures électriques. Avec le temps, elles perdent en capacité, ce qui réduit leur autonomie et accélère leur remplacement. Or, plus elles s’usent vite, plus il faut recycler leurs composants et extraire de nouveaux métaux critiques, comme le nickel ou le cobalt.

Pour améliorer leur longévité, les chercheurs travaillent généralement sur la chimie des électrodes ou de l’électrolyte, ce liquide qui permet aux ions lithium de circuler dans la batterie. Mais les gains obtenus dépassent rarement 5 à 10 %. Des ingénieurs de l’université de Cambridge, au Royaume-Uni, ont donc choisi une tout autre approche. Leurs travaux, publiés dans la revue *Nature Energy*, montrent qu’il serait possible de doubler la durée de vie d’une batterie lithium-ion sans modifier sa composition chimique.

Pour comprendre, il faut imaginer qu’une batterie « respire ». Lorsqu’elle se charge ou se décharge, les ions lithium se déplacent entre l’anode et la cathode. Ces mouvements provoquent de légères dilatations et contractions des matériaux. À force de cycles, ces contraintes mécaniques finissent par dégrader les composants internes. Les chercheurs ont utilisé des batteries disponibles dans le commerce. Ils n’ont remplacé ni les électrodes ni l’électrolyte. Ils ont simplement ajouté de petits coussins d’air capables de se gonfler ou de se dégonfler pendant les cycles, afin de maintenir une pression constante sur la batterie. Les résultats indiquent qu’une pression bien réglée peut doubler sa longévité. Mais tout repose sur un équilibre précis. La zone idéale se situe autour de 12,5 bars, soit environ quatre fois la pression habituellement appliquée aux batteries bouton. Une pression trop forte favorise le dépôt de lithium sur l’anode. À l’inverse, une pression insuffisante peut entraîner des fissures dans la cathode.

Ces travaux restent encore limités au laboratoire. Mais leurs conséquences potentielles sont importantes, notamment pour le marché des véhicules électriques d’occasion. Des batteries plus durables réduiraient les besoins de remplacement, le volume de déchets à recycler et la demande en matières premières. L’équipe de Cambridge a déjà déposé une demande de brevet. Son prochain défi consiste désormais à transformer cette idée mécanique, relativement simple, en une solution viable à l’échelle industrielle.
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La course à l’énergie pour alimenter l’intelligence artificielle produit des projets toujours plus spectaculaires. Le 1er juillet, la start-up américaine Ampera a présenté ce qu’elle décrit comme le premier module de réacteur nucléaire imprimé en 3D au monde, pensé pour fournir de l’électricité aux centres de données.

L’objet est bien réel : une sphère en carbure de silicium d’environ deux mètres, fabriquée d’un seul bloc. À l’intérieur, une structure dite gyroïde forme un réseau complexe de canaux larges de deux millimètres. Cette géométrie, impossible à obtenir avec des machines-outils classiques, augmente fortement la surface d’échange thermique. Le matériau utilisé peut, lui, résister à des températures proches de 3 000 degrés. La fabrication impressionne. Le fonctionnement annoncé reste toutefois à démontrer. Le cœur est dit sous-critique : il ne peut pas maintenir seul une réaction nucléaire en chaîne. Pour fonctionner, il doit recevoir en permanence des neutrons produits par un accélérateur. Si celui-ci s’arrête, la réaction s’éteint. Le thorium utilisé n’est pas directement fissile : bombardé par des neutrons, il se transforme en uranium 233, qui peut alors servir de combustible.

Ampera promet des réacteurs de 15 à 30 mégawatts installés dans des conteneurs standards, capables de fonctionner trente ans sans rechargement. Le groupe prévoit une première partie consacrée à la conversion électrique dès 2027, puis un module nucléaire vers 2030, sous réserve de l’autorisation du régulateur américain. Mais la sphère présentée n’a encore jamais été mise en service et n’a produit aucun électron. Le partenaire technologique censé financer le projet n’a pas non plus été identifié.
L’idée n’est pas nouvelle. Dès les années 1990, le prix Nobel Carlo Rubbia avait proposé au CERN un réacteur sous-critique au thorium piloté par accélérateur. Trente ans plus tard, aucun système comparable ne fonctionne commercialement. En Belgique, le projet MYRRHA travaille depuis des décennies sur un démonstrateur de 100 mégawatts. La Chine développe également son propre programme. Si ce concept revient aujourd’hui, c’est parce que les data centers réclament une énergie abondante, continue et décarbonée. Meta, Microsoft ou NVIDIA multiplient déjà les initiatives autour du nucléaire. Ampera expose donc une prouesse industrielle prometteuse, mais encore très éloignée d’une centrale opérationnelle.
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Les petits réacteurs nucléaires modulaires, ou SMR, occupent une place croissante dans les débats sur l’avenir de l’énergie. Leur principe est simple : construire des réacteurs plus compacts que les centrales classiques, standardisés, et théoriquement fabriqués en série. Cette logique doit permettre de réduire les délais, les coûts et les risques industriels. Mais entre la promesse technologique et les chantiers réels, l’écart reste important.

En France, le soutien politique existe. Emmanuel Macron a annoncé un milliard d’euros pour développer les technologies nucléaires émergentes, dont les SMR. Une partie de cette enveloppe, environ 90 millions d’euros, concerne notamment des projets comme Jimmy et Calogena. Le pays dispose donc d’acteurs actifs dans la recherche et le développement, mais aucun projet français n’a encore atteint la phase de construction.

Ailleurs, les choses avancent plus vite. Au Canada, le site de Darlington, à l’est de Toronto, est devenu l’un des symboles de cette course. Ontario Power Generation y porte un projet de quatre réacteurs BWRX-300, conçus par GE Vernova Hitachi. Le lancement des travaux a été marqué par la pose d’une dalle de fondation de 953 tonnes. Chaque réacteur doit fournir 300 mégawatts, soit 1 200 mégawatts au total une fois les quatre unités en service. Un seul de ces réacteurs pourrait alimenter plus de 300 000 foyers. L’investissement annoncé atteint 13,8 milliards d’euros.

Les partisans des SMR y voient une filière industrielle capable de créer des milliers d’emplois pendant la construction, puis plusieurs décennies d’activité en exploitation. Les critiques, eux, pointent une question centrale : le modèle économique est-il vraiment solide ? L’abandon du projet NuScale aux États-Unis, en 2023, après une forte hausse des coûts, reste dans tous les esprits. L’OCDE rappelle aussi que les industriels occidentaux ne sont pas encore parvenus à produire ces réacteurs en grande série.

La France avance donc prudemment. EDF a revu en 2024 son projet Nuward avec un design simplifié et des premiers chantiers repoussés avant 2030. La même année, le groupe s’est retiré de la compétition britannique. En parallèle, Calogena, Jimmy Energy, Stellaria, Newcleo ou Blue Capsule poursuivent leurs travaux. La filière existe, mais elle cherche encore son passage du laboratoire au béton.
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Le mardi 23 juin 2026 est entré dans les archives climatiques françaises. Ce jour-là, la France a connu la journée la plus chaude jamais mesurée à l’échelle nationale, avec un indicateur thermique de 29,8 °C. Cet indicateur ne correspond pas à une température relevée dans une seule ville : il s’agit d’une moyenne calculée à partir de plusieurs stations représentatives du territoire. Et c’est précisément ce qui rend le chiffre aussi marquant.

Localement, les valeurs ont été encore plus impressionnantes. À Pissos, dans les Landes, le thermomètre est monté jusqu’à 44,3 °C. À Bordeaux, il a atteint 42,1 °C, un record absolu pour la ville, tous mois confondus. De nombreuses communes ont ainsi connu des températures inédites, parfois dignes de régions beaucoup plus chaudes du globe. Selon les premiers repères publiés par Keraunos, l’Observatoire français des orages et des tornades, cette moyenne nationale de 29,8 °C représente un écart de 10,2 °C par rapport à la normale de saison. Autrement dit, la France a connu ce jour-là une chaleur supérieure de plus de dix degrés à la moyenne observée entre 1991 et 2020 pour une fin juin.

La comparaison donne le vertige. Les températures relevées en France se rapprochaient des moyennes mensuelles observées dans certaines régions du Moyen-Orient, du Grand Canyon ou du Sahara. À Strasbourg, l’atmosphère ressemblait à celle d’un mois de juin à Tripoli, en Libye. À Lyon, on retrouvait des valeurs comparables à Phoenix, aux États-Unis. À Bordeaux, la chaleur avoisinait celle de Bagdad, en Irak. Ces records ne sont plus de simples anomalies isolées. Ils deviennent des signaux d’une nouvelle réalité climatique. Chaque dixième de degré supplémentaire de réchauffement augmente la probabilité d’épisodes plus fréquents, plus longs et plus intenses. L’accumulation de gaz à effet de serre, notamment liée à la combustion des énergies fossiles, transforme progressivement les prévisions scientifiques en expériences vécues. Ce que les modèles annonçaient hier se mesure aujourd’hui dans les rues, dans les logements, dans les organismes. Et à mesure que les records tombent, une évidence s’impose : les alertes sont déjà là. Le temps, lui, se réduit.
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L’Est de la France pourrait devenir un territoire stratégique pour l’hydrogène naturel. Le 23 juin 2026, La Française de l’Énergie a confirmé la présence d’un gisement à Folschviller, en Moselle Est. Une découverte importante, car elle concerne ce que l’on appelle parfois l’hydrogène blanc : un hydrogène naturellement présent dans le sous-sol, sans qu’il soit nécessaire de le fabriquer par électrolyse ou à partir d’énergies fossiles.

Le projet est mené par La Française de l’Énergie, sous la direction d’Antoine Forcinal, dans le cadre du programme de recherche REGALOR II. Ce programme, prévu de 2025 à 2028, réunit plusieurs acteurs scientifiques et techniques : le laboratoire GeoRessources de l’Université de Lorraine, Solexperts France, le BRGM pour la direction Grand Est, ainsi que des chercheurs du CNRS, dont Jacques Pironon et Philippe Donato. Il bénéficie aussi du soutien de la région Grand Est et de l’Union européenne. Les premières mesures ont été réalisées dans le puits PTH-2, descendu jusqu’à 3 655 mètres de profondeur. Elles montrent un point essentiel : plus on descend, plus la concentration d’hydrogène naturel augmente. À 2 242 mètres, elle atteignait 36,1 %. À 2 426 mètres, elle montait déjà à 49,6 %. Les chercheurs estiment que les mécanismes de production pourraient se situer encore plus bas, autour de 5 000 à 6 000 mètres.

Selon Philippe Donato, cette découverte suggère que l’hydrogène pourrait être dissous dans un aquifère, c’est-à-dire une réserve d’eau souterraine. Cela pourrait modifier la manière dont les scientifiques comprennent la répartition de cette ressource à l’échelle mondiale. Le potentiel annoncé est considérable : jusqu’à 35 millions de tonnes d’hydrogène. La Française de l’Énergie veut désormais confirmer ce gisement grâce à REGALOR II, avec l’ambition de devenir l’un des premiers producteurs d’hydrogène natif en Europe. La production commerciale est visée entre fin 2028 et début 2029. Le permis exclusif de recherche des Trois Évêchés, qui couvre 2 254 kilomètres carrés, donne à l’entreprise un cadre pour poursuivre ses explorations. Si les résultats se confirment, la Moselle pourrait jouer un rôle majeur dans la souveraineté énergétique européenne.
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