Petit réacteur modulaire

Au début du XXI^e siècle, la plupart des réacteurs utilisent l'eau comme fluide caloporteur. De nouveaux concepts de réacteurs sont en expérimentation avec différents types de caloporteurs :

• des réacteurs refroidis par du métal liquide, tels que le réacteur rapide refroidi au sodium, ont été expérimentés aux États-Unis, en France (Phénix et Superphénix), en Russie et en Chine ;
• le réacteur refroidi au gaz et le réacteur à sels fondus sont envisagés comme options pour un fonctionnement à très haute température[11] - [12].

Traditionnellement, les réacteurs nucléaires utilisent une boucle à fluide caloporteur pour produire de la vapeur à partir d'eau, et cette vapeur actionne des turbines pour produire l'électricité. Certains nouveaux concepts de réacteurs refroidis au gaz sont conçus pour actionner une turbine à gaz, plutôt que d'utiliser un circuit secondaire d'eau.

L'énergie thermique produite par les réacteurs nucléaires peut aussi être utilisée directement, sans conversion en électricité, pour la production d'hydrogène, le dessalement d'eau de mer, ou la production de produits pétroliers (extraction de pétrole du sable bitumineux, fabrication de pétrole synthétique à partir de charbon, etc.)[13].

Les développeurs de PRM affirment souvent que leurs projets vont nécessiter moins de personnel pour le fonctionnement des réacteurs à cause de l'utilisation accrue de systèmes à sûreté inhérente et passive. Certains de ces réacteurs, tels que le Toshiba 4S, sont conçus pour fonctionner avec peu de supervision[14].

Les centrales nucléaires ont été généralement mises en œuvre pour couvrir la base de la demande d'électricité[15].

Certaines centrales nucléaires (en particulier en France) ont la possibilité de faire varier leur puissance (suivi de charge) entre 20 % et 100 % de leur puissance nominale. Par rapport à l'insertion de barres de commande ou à des mesures comparables pour réduire la production, une alternative plus efficace pourrait être le « suivi de charge par cogénération », c'est-à-dire le détournement de l'excédent de puissance par rapport à la demande d'électricité vers un système auxiliaire. Un système approprié de cogénération nécessite :

1. une demande d'électricité et/ou de chaleur dans la plage de 500 à 1 500 MWth ;
2. l'accès à des ressources adéquates pour fonctionner ;
3. une flexibilité suffisante : la cogénération peut fonctionner à pleine charge pendant la nuit quand la demande d'électricité est basse, et être arrêtée pendant la journée.

Du point de vue économique, il est essentiel que l'investissement dans le système auxiliaire soit profitable. Le chauffage urbain, le dessalement et la production d'hydrogène ont été proposés comme des options techniquement et économiquement réalisables[15]. Les PRM peuvent fournir une solution idéale de suivi de charge utilisé pour le dessalement pendant la nuit[16].

Le 2 décembre 2021, Ontario Power Generation annonce son intention de construire sur le site de la centrale nucléaire de Darlington un petit réacteur modulaire BWRX-300 de GE Hitachi Nuclear Canada ; ce réacteur de 300 MW serait le premier nouveau réacteur du pays depuis près de trente ans[73]. La mise en service est prévue en 2028 ; GE Hitachi, basée en Caroline du Nord, a été préférée au canadien Terrestrial Energy et à X-energy[74].

En mars 2022, le gouvernement canadien apporte une aide de 27,2 millions de dollars canadiens à Westinghouse Electric Canada Inc pour soutenir son microréacteur eVinci. C'est son troisième investissement dans la technologie des petits réacteurs modulaires, réalisé par l’intermédiaire du Fonds stratégique Innovation, Sciences et Développement économique Canada (ISDE), après le réacteur à sels fondus intégral de Terrestrial Energy et le réacteur SSR-W (Stable Salt Reactor-Wasteburner) de Moltex Energy[75]. Le microréacteur eVinci est un réacteur caloduc capable de fournir de la chaleur et de l’électricité combinées (5 MWe et jusqu’à 13 MWth), entièrement construit, alimenté et assemblé en usine et destiné aux sites hors réseau[76].

CNNC annonce le 14 juillet 2021 le démarrage du chantier de son premier PRM sur le site de la centrale nucléaire de Changjiang, sur l'île tropicale de Hainan. Ce réacteur utilise la technologie « Linglong One » développée depuis plus de dix ans par CNNC, également appelée « ACP100 », concept de réacteur à eau pressurisée à buts multiples, qui est devenue en 2016 le premier concept de PRM à passer une revue de sûreté de l'AIEA. Le Linglong-1 a une puissance de 125 MW et produira près de 1 TWh par an. C'est le premier SMR terrestre mis en construction au monde[77] - [44].

La première connexion du petit réacteur modulaire de Shidao Bay a été réalisée en décembre 2021, dans le Shandong. C'est l'un des premiers réacteurs nucléaires de quatrième génération à très haute température refroidi au gaz au monde[54].

L’entreprise estonienne Fermi Energia étudie la construction d’un SMR en Estonie ; pour cela, elle a signé en janvier 2020 des déclarations d'intention avec le Finlandais Fortum et le Belge Tractebel, puis mi-mars, avec le Suédois Vattenfall. Ce projet permettrait de mettre fin aux importations d’électricité depuis la Russie et de réduire les émissions de CO₂ dues à la centrale de Narva (2 380 MWe), qui fonctionne au schiste bitumeux[78] - [79].

La Tennessee Valley Authority a annoncé qu'elle va soumettre une demande préliminaire d'autorisation de site (Early Site Permit Application (ESPA) à la Nuclear Regulatory Commission en mai 2016 pour l'éventuelle installation d'un PRM sur son site de Clinch River au Tennessee. Cette demande s'appliquerait sur 20 ans, et concerne la sécurité du site, la protection de l'environnement et la préparation aux urgences associée. La TVA n'a pas mentionné de choix de technologie si bien que l'ESPA serait applicable pour n'importe quel concept de PRM en développement aux États-Unis[80].

NuScale Power, basé à Portland (Oregon), a déposé en janvier 2017 son dossier auprès de la Nuclear Regulatory Commission pour faire approuver le design de son projet de PRM de 50 MW ; NuScale a conclu un partenariat avec un consortium de fournisseurs d'électricité de l'Utah pour construire une centrale de 12 modules sur un terrain situé dans l'Idaho appartenant au Department of Energy (DoE), qui est aussi partenaire du projet NuScale[81]. Nuscale a obtenu le 2 août 2020 l'approbation finale de son design par la NRC. NuScale vise le démarrage d’un premier module de 60 MW en 2029. Une première centrale, composée de 12 modules (720 MW), pourrait ainsi devenir fonctionnelle en 2030, sur le de l’Idaho National Laboratory. Son coût de construction est évalué à 3 milliards $ (2,5 milliards €)[28]. Le 16 octobre 2020, le DoE approuve une subvention pluriannuelle qui pourrait apporter jusqu'à 1,4 milliard $ à l'entité qui va construire cette centrale, un regroupement de régies municipales de l'Utah, pour aider au développement de ce projet et réduire son risque de prototype ; la construction débutera en décembre 2025[82].

La jeune pousse canadienne Terrestrial Energy a signé en avril 2018 un mémorandum d’entente avec l’opérateur Energy Northwest pour la construction et l'exploitation de son prototype sur le site de l’Idaho National Laboratory, déjà retenu pour abriter le prototype de réacteur modulaire (PRM) de NuScale. Le projet de réacteur a sels fondus (IMSR) de Terrestrial Energy, d’une puissance de 190 MWe, est conçu en tant que PRM et sera construit en usine[83].

Un rapport du DOE, publié en octobre 2018, montre comment l’ensemble des mesures de soutien fédérales ont permis aux énergies renouvelables (hors hydraulique) de passer entre 2010 et 2016 de 4 à 10 % de la production électrique et suggère qu'il serait certainement utile que le déploiement des PRM puisse bénéficier du même accompagnement, via des incitations financières et des politiques fédérales favorables : un investissement public de 10 Mds$ pourrait avoir un impact significatif pour soutenir la construction de six PRM d’ici 2035 et réduire de 22 % le coût de leur électricité produite ; en comparaison, 51,2 Mds$ ont été dépensés par le gouvernement dans l’éolien et le solaire entre 2005 et 2015, dont 90 % via des crédits d’impôts[84] - [85].

L’entreprise californienne Oklo Inc. est entrée en juin 2020 dans le processus d’obtention d’une « licence combinée » (COL) autorisant à la fois la construction et l’exploitation d’un réacteur sur un site donné, en l’occurrence l’Idaho National Laboratory. Ce réacteur, baptisé Aurora, est un réacteur à neutrons rapides compact, d’une puissance de 1,5 MWe pour 4 MWth. Il ne nécessite ni pompes, ni de vannes, ne contient pas d’eau, le sodium étant utilisé comme « liant thermique », avec des caloducs contenant du potassium. Le combustible sera fourni par l’Idaho National Lab : un combustible métallique (90 % uranium, 10 % zirconium) utilisant de l’uranium enrichi entre 5 et 20 % (High Assay Low Enriched Uranium - HALEU), fabriqué à l'origine pour le réacteur expérimental EBR-II. Le combustible métallique UZr baigne dans du sodium ; des caloducs remplis de potassium traversant le cœur font office d’échangeurs de chaleur. Spécialement conçu pour les applications hors-réseau, le déploiement de chaque module d'Aurora pourrait éviter l’émission d'1 million de tonnes de CO₂ en remplaçant les générateurs diesels[38].

La start-up Kairos Power, créée en 2016 par des chercheurs de l’université de Berkeley en Californie, développe un projet de réacteur à haute température refroidi par des sels fondus (Fluoride salt cooled High temperature Reactor - FHR) de 100 à 400 MWth[86]. En décembre 2020, le projet reçoit du programme ARDP (Advanced Reactot Demonstration Program) du Département de l'Énergie des États-Unis un budget de 303 millions $ sur sept ans pour construire à proximité du Laboratoire national d'Oak Ridge un réacteur expérimental, Hermes Reduced-Scale Test Reactor, afin de préparer le développement de son KP-FHR, réacteur à haute température de 140 MW à sels fondus (fluorures) comme caloporteur et à combustible solide à boulets (TRISO - TRi-structural ISOtropic particle)[39].

GE Hitachi Nuclear Energy (GEH) et la startup TerraPower de Bill Gates annoncent en septembre 2020 le projet « Natrium » qui intègrera un réacteur rapide refroidi au sodium de 345 MW avec un système de stockage d'énergie à sels fondus. Il combine les innovations du réacteur à onde progressive TWR de TerraPower et de la technologie PRISM de GEH. L'usine de démonstration est conçue pour une livraison d'ici sept ans. Le stockage thermique, inspiré de celui des centrales solaires thermodynamiques, permettra de porter la puissance du système à 500 MW pendant plus de cinq heures si nécessaire. Plusieurs fournisseurs d'électricité ont exprimé leur soutien : PacifiCorp, Energy Northwest et Duke Energy[46].

Le 13 octobre 2020, le Département de l'Énergie des États-Unis annonce la sélection de deux équipes américaines qui recevront chacune 80 millions $ dans le cadre du programme ARDP : TerraPower pour son projet Natrium et X-Energy pour son projet Xe-100 de réacteur à haute température refroidi au gaz destiné à la production de chaleur pour des applications industrielles telles que le dessalement et la production d'hydrogène ; ce projet inclut la construction d'une usine de fabrication de combustible TRISO (TRi-structural ISOtropic particle)[87].

L'envoyé spécial pour le climat John Kerry confirme en 2021 le soutien de l'administration Biden aux PRM : « nous devons garder ouverte une position de repli au cas où l'on ne réussirait pas une percée dans le stockage des batteries, si on ne réussit pas à créer une économie de l'hydrogène ». Le Département de l'Énergie a attribué 160 millions de dollars en 2020 à X-Energy et à TerraPower[88].

Le 2 juin 2021, TerraPower, PacifiCorp (filiale de Berkshire Hathaway Energy) et le gouverneur du Wyoming annoncent la construction d’un démonstrateur du projet Natrium dans l’État du Wyoming où plusieurs sites sont à l’étude ; l’installation se fera sur le site de l’une des centrales à charbon mise à l’arrêt dans le cadre de la transition énergétique. PacifiCorp a annoncé en 2019 fermer les deux tiers de ses installations au charbon d’ici à 2030. L’installation comprend un petit réacteur rapide refroidi au sodium de 345 MWe et un système de stockage à sels fondus qui permettra d'atteindre une puissance de 500 MWe pendant 5 h 30 afin de compenser les fluctuations des énergies renouvelables. Le DOE finance le projet à hauteur de 2 milliards de dollars afin de soutenir l'ingénierie, la demande de licence, la construction et la démonstration de ce projet précurseur qui sera mis en service à la fin de la décennie[89] - [90].

En avril 2022, le Département de la Défense des États-Unis annonce sa décision de réaliser le projet « Pele » de microréacteur transportable à combustible TRISO sur le site du Laboratoire national de l'Idaho (INL). Le prototype sera construit par BWXT Technologies (en) à Lynchburg (Virginie) et Euclid (Ohio) et sera livré en 2024 à l'INL. Ce réacteur à haute température refroidi au gaz (HTGR) fonctionnera à une puissance de 1 à 5 MWe et sera transportable dans des conteneurs standards. Il sera alimenté en combustible TRISO (TRIstructural-ISOtropic) à uranium faiblement enrichi (HALEU) capable de résister à des chaleurs extrêmes et présente de très faibles risques pour l'environnement[40].

En août 2022, la start-up X-energy signe avec Dow Chemical une lettre d'intention pour installer des SMR avancés à haute température Xe-100 sur un site industriel de Dow dans la région du Golfe du Mexique. Cette centrale à SMR fournira à la fois de l'électricité et de la chaleur à partir de 2030. X-energy avait également été choisie en 2020 par le Département de l'Énergie pour construire une centrale de 4 réacteurs Xe-100 dans l'État du Washington[91].

En mai 2023, l’entreprise sud-coréenne de sidérurgie Doosan Enerbility commence le forgeage du premier module de la centrale SMR du type Voygr-6. L’installation sera construite sur le terrain du Carbon Free Power Project (CFPP), à proximité d’Idaho Falls, et devrait être mise en service en 2029[92].

Les villes d’Helsinki, d’Espoo et de Kirkkonummi ont lancé des études pour déterminer la possibilité de remplacer le chauffage urbain assuré aujourd’hui par du gaz et du charbon par des petits réacteurs modulaires (PRM) ; plus de la moitié des émissions de gaz à effet de serre d’Helsinki provient du chauffage urbain[93]. Plus de 100 candidats aux élections municipales ont signé une déclaration appelant les villes finlandaises à explorer l’utilisation des petits réacteurs nucléaires (SMR) pour le chauffage urbain, dont de nombreux candidats Verts[94].

A partir de 1973, de petits réacteurs nucléaires modulaires, dont la conception est basée sur les modèles de réacteurs de sous-marins tel que le K48, sont conçus pour l’exportation avec l’espoir d’un marché fleurissant en raison du premier choc pétrolier. Un projet français de petits modèles de réacteurs à eau pressurisée va prendre le nom de chaufferie avancée de série (CAS) :

• le CAS 2G est un réacteur à eau pressurisée (REP) de 250 MWth pour les applications navales. Proposé à plusieurs reprises (brise-glace pour garde-côtes canadiens, porte-hélicoptères, corvette nucléaire…), il n'aura finalement pas de débouchés[95] ;
• le CAS 3G est un REP de 420 MWth terrestre adapté à la production d'électricité et/ou de chaleur fabriqué par la société Alsthom-Atlantique sous licence CEA[95]. Il n'aura pas d'application concrête ;
• le réacteur Thermos de 100 MWth qui alimenterait un réseau de chaleur en eau à 120 °C. Envisager pour chauffer le centre du CEA Saclay, l’École polytechnique et les communes environnantes, le projet est abandonné en 1977 puis renait à Grenoble avant d'être abandonné par la ville en 1981 pour des raisons techniques et financières[96].

En septembre 2020, un plan de relance présenté par le Gouvernement Jean Castex prévoit un budget de 170 millions d'euros pour accélérer la recherche sur les petits réacteurs modulaires[97].

Le président Emmanuel Macron annonce le 12 octobre 2021 le plan d'investissements « France 2030 », doté de 30 milliards d'euros, dont un milliard d'euros pour la filière nucléaire, en particulier pour le développement des petits réacteurs modulaires : « L'objectif numéro un, c'est de faire émerger en France, d'ici 2030, des réacteurs nucléaires de petite taille innovants, avec une meilleure gestion des déchets », « améliorer la sûreté en baissant les coûts »[98]. Selon Valérie Faudon, déléguée générale de la Société française d'énergie nucléaire (SFEN), le premier béton du démonstrateur est visé à l'horizon 2030. La France a entre 5 et 10 ans de retard sur les compétiteurs les plus avancés : les États-Unis, où le projet NuScale a obtenu la certification de son design en septembre 2020 ; la Chine, où le SMR chinois ACP100 est en construction depuis juillet 2021, et la Russie, où Rosatom a mis en service une centrale SMR flottante en 2019[99].

En mars 2023, l'État lance le « Fonds France nucléaire »[100], doté de 200 millions € et géré par la société Siparex, afin de soutenir les PME et ETI sensibles de la filière nucléaire. Dans le cadre de France 2030, un appel à projets de 500 millions € doit également financer de nouveaux concepts de réacteurs nucléaires innovants[101].

Le 9 juin 2023, les premiers lauréats de l'appel à projets « réacteurs nucléaires innovants », lancé par le programme France 2030, sont annoncés : Naarea, société française fondée en 2020 par un ancien d'Alstom, Jean-Luc Alexandre, qui mise sur un microréacteur à sels fondus et à neutrons rapides fonctionnant à partir de combustibles ayant déjà été irradiés, et Newcleo, start-up fondée par l'Italien Stefano Buono, physicien, cofondateur de la biotech Advanced Accelerator Application qui mise sur un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb. Naarea recevra 10 millions € et Newcleo 15 millions € pour accélérer le développement de leurs réacteurs. D'autres lauréats seront choisis. Par ailleurs, le projet Nuward va bénéficier de 300 millions € de financement publics, dans le cadre de France 2030, pour engager une phase d'avant-projet détaillé[102].

En 2011, l'entreprise de construction navale DCNS avait annoncé travailler depuis 2008 sur un projet d'industrialisation d'un petit réacteur nucléaire sous-marin (50 et 250 MW, pouvant alimenter de 100 000 à un million d'habitants) dit « Flexblue », avec Areva, EDF et le CEA, pour un nucléaire de « proximité » sous-marin, opérationnel dès 2017. Il s'agirait d'un équivalent réacteur de sous-marin nucléaire : cylindre d’une centaine de mètres de long et de 15 mètres de diamètre, pesant environ 12 000 tonnes qui pourraient être immergé entre 60 et 100 m, directement refroidis par l'eau. L'entreprise avait annoncé une mise en service pour 2017. Des questions de sûreté, de sécurité et d'acceptabilité (concernant notamment les effets de la chaleur dégagée sur les écosystèmes, les risques de fuite, d'attaque, de tsunami, etc.) pour des réacteurs présentés comme conçus « sur les mêmes bases qu’un réacteur de troisième génération (type EPR) [...] protégé par une triple barrière (gaine du combustible, circuit primaire, coque). » DCNS proposait une filet de maille contre les attaques de torpilles. DCNS estimait qu'un marché de 200 unités en 20 ans était possible[103]. Finalement le projet a été abandonné[104].

Sur la base de concepts en réflexion préliminaire et étude depuis les années 2005/2010 chez TechnicAtome, les études d'ingénierie préliminaires ont été lancées en 2018 d'un projet de 150 à 170 mégawatts électriques, développé par EDF, TechnicAtome, Naval Group et le CEA[104]. Ce petit réacteur modulaire dénommé « NUWARD », projet porté par un consortium réunissant EDF, le CEA, TechnicAtome et Naval Group, a été présenté le 17 septembre 2019 à la conférence générale annuelle de l’AIEA. La technologie/filière de base est celle (classique et éprouvée) des réacteurs REP, très compacts et modulaires[49]. Cependant le concept comporte des innovations importantes en termes de sûreté passive (sans sources électriques) et de simplifications d'exploitation.

Le produit proposé à l'exportation est une petite centrale de 340 MWe composée de 2 réacteurs identiques de 170 MW. EDF et ses partenaires comptent soumettre en 2022 un premier dossier d'option de sûreté à l'Autorité de sûreté nucléaire et finaliser en 2026 l'ensemble du design et les spécificités techniques de cette nouvelle centrale, en vue d'une entrée sur le marché entre 2035 et 2040. Le projet vise avant tout le marché à l'export, mais EDF discute avec les pouvoirs publics pour installer au préalable un démonstrateur en France[105].

Le 31 mars 2023, EDF annonce la finalisation de « l'avant-projet sommaire » de son réacteur Nuward et son intention de déposer en juillet 2023 son dossier d'option de sûreté à l'Autorité de sûreté nucléaire. EDF s'engage désormais dans « l'avant-projet détaillé » du projet, étape qui doit aboutir d'ici 2027 au dépôt d'une demande d'autorisation de création du réacteur. EDF crée une filiale spécialisée dans le projet, dont le coût de développement sera de l'ordre du milliard d'euros. EDF espère lancer un premier chantier de démonstrateur en 2030, en France[106].

La start-up française Naaera, soutenue financièrement par l’entrepreneur Pâris Mouratoglou (fondateur d’EDF Energies nouvelles et Eren Groupe) et épaulée par l’ingénieriste Assystem, développe un concept de réacteur à sels fondus qui utiliseront les combustibles nucléaires usés des centrales nucléaires du parc EDF. Elle vise le marché des groupes électrogènes, avec une gamme de micro-réacteurs, rebaptisés XSMR, d’une puissance de 1 à 40 MW, installés au plus près des besoins des industriels ou des collectivités locales. Leur autonomie pourrait atteindre dix ans. Une fois le combustible épuisé, Naaera remplacera le réacteur par un autre, comme une pile. Les sels fondus seront eux aussi recyclés ; les réacteurs de Naarea seront aussi chargés de thorium, un sous-produit de l’exploitation des terres rares déjà disponible massivement[72].

Naarea dévoile fin 2021 un projet de microréacteur de quatrième génération à sels fondus de 1 à 40 MWe pour alimenter en électricité décarbonée l’industrie et les villes, au plus près des besoins. Ces réacteurs pourront valoriser les combustibles usés qui s’accumulent dans les piscines d’Orano, évitant qu’ils ne deviennent des déchets[107]. En décembre 2021, Naarea signe un accord de coopération avec Assystem, groupe international indépendant d’ingénierie, pour la construction d’un micro-générateur nucléaire ultra-compact, le XSMR. Assystem assurera les prestations de gestion de projet et d’accompagnement à l’obtention des permis, d’intégration et d’ingénierie[108].

En octobre 2022, Jean-Luc Alexandre, cofondateur de Naarea avec Ivan Gavriloff, indique avoir déjà levé quelques dizaines de millions d'euros et viser un horizon 2030 pour la commercialisation de son réacteur[109].

En décembre 2022, Naarea précise son projet : la puissance de son réacteur sera de 40 MWe, le marché visé est l’alimentation de sites industriels ou de communautés isolées, le cœur du réacteur sera fabriqué en impression 3D, il utlisera des matériaux innovants comme du carbure de silicium avec du graphène, un jumeau numérique devrait être achevé à l'été 2023, un prototype d'ici quatre ans et un premier de série un ou deux ans plus tard[110].

Le 9 juin 2023, Naarea est lauréate de l'appel à projets « réacteurs nucléaires innovants », lancé par le programme France 2030 ; elle recevra 10 millions € pour accélérer le développement de son réacteur[102].

En février 2022, la startup Jimmy Energy effectue une levée de fonds de 2,2 millions € pour développer un microréacteur nucléaire thermique de technologie HTR destiné aux entreprises des secteurs de la chimie, de l'agroalimentaire ou de la papeterie[111].

En octobre 2022, Jimmy réalise une levée de fonds de 15 millions €. La commercialisation est prévue en 2026. Jimmy indique être arrivé à la fin d'une première phase d'instruction par l'autorité de sûreté nucléaire et s'est porté candidat à l'appel à projets « Réacteurs nucléaires innovants » lancé dans le cadre du programme France 2030[109].

En novembre 2022, Jimmy précise que la puissance de son réacteur sera de 10 MWth ; le cœur, dont la température maximale est de 600°C, chauffe de l'hélium qui transporte la chaleur jusqu'à un circuit intermédiaire de CO₂ pressurisé qui fait le lien avec l'usine. L'avant-projet sommaire est validé et l'avant-projet détaillé est lancé ; la demande d'autorisation de création sera déposée en 2023[112].

En avril 2023, Jimmy Energy annonce avoir signé un premier contrat avec un industriel, auquel elle fournira 10 % des besoins en chaleur. Le démarrage est prévu en 2026. La vapeur est produite dans un échangeur situé dans l'usine du client[113].

La start-up Newcleo, lancée en 2021 par le physicien italien Stefano Buono, a bouclé en deux mois un tour de table de 118 millions € afin de mettre au point un prototype d'un réacteur à plomb liquide avec l'ENEA, le CEA italien. Elle cherche un site en France, au Royaume-Uni ou au Canada[114]. En juin 2022, Newcleo, soutenu par la famille Agnelli au travers de sa société d'investissement Exor et par plusieurs investisseurs italiens, annonce sa deuxième levée de fonds, à 300 millions €. Son projet de réacteur de quatrième génération vise à fermer le cycle du combustible, c'est-à-dire à utiliser du combustible déjà utilisé dans des réacteurs en activité. Il s'agit d'un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb, d'une taille cible de 200 MW[115].

Newcleo développe deux modèles de réacteurs refroidis au plomb liquide : un petit réacteur LFR-TL-30 de 30 MW pour des applications industrielles ou la propulsion navale et un réacteur LFR-AS-200 de 200 MW ; ils utiliseront un combustible MOX et le réacteur LFR-AS-200 pourra brûler des actinides mineurs. Newcleo espère réaliser un démonstrateur d'ici 2030 sur le site de Brasimone en Italie, puis commercialiser le réacteur de 30 MW au début des années 2030 et celui de 200 MW deux ou trois ans plus tard. Une première levée de fonds de 400 millions € a été réalisée[116].

En mars 2023, Newcleo lance une levée de fonds de un milliard d'euros[117].

Le 9 juin 2023, Newcleo est lauréat de l'appel à projets « réacteurs nucléaires innovants », lancé par le programme France 2030 ; il recevra 15 millions € pour accélérer le développement de son réacteur[102].

Transmutex, fondée à Genève en 2019 par Franklin Servan-Schreiber, Federico Carminati et Jean-Pierre Revol, développe un projet de réacteur hybride dont la technologie est connue sous le nom d’ADS pour « Accelerator Driven System ». Ce réacteur de 100 MW, dénommé « Start » pour « Subcritical Transmuting Accelerated Reactor Technology », se compose de deux parties majeures : le réacteur sous-critique et le cyclotron, un accélérateur de particules circulaire. La partie réacteur utilise un caloporteur plomb qui peut fonctionner avec un cycle uranium ou thorium. Elle intègre en son cœur une cible de spallation contenant du plomb bismuth. Le réacteur est sous-critique, c’est-à-dire qu’il n’y a pas de réaction en chaîne autoentretenue ; la fission s’arrête dès que l’apport de neutrons cesse, ce qui est un élément de sûreté intrinsèque. Cet apport est assuré par l’accélérateur de particules qui, en bombardant de protons la cible de spallation, provoque l’émission de neutrons en quantité suffisante. Le cyclotron de 800 MeV est inspiré de celui de l’Institut Paul Scherrer en Suisse. Les déchets produits par un réacteur au thorium possèdent une durée de vie beaucoup plus courte que ceux des réacteurs à uranium, de plusieurs centaines d’années, au lieu de plusieurs milliers d’années, et leur volume est considérablement réduit ; le cycle du thorium présente aussi l’avantage de prévenir la prolifération nucléaire. Ce type de réacteur pourrait de plus permettre de transmuter les actinides mineurs pour une dépense d'énergie 20 fois moindre que dans un réacteur à neutrons rapides. L'horizon visé pour la construction d'une tête de série est le début des années 2030[60] - [118].

La start-up grenobloise Renaissance Fusion compte développer un réacteur à fusion nucléaire en une dizaine d'années[109]. Créée le 20 juillet 2020 par Francesco Volpe et Martin Kupp, elle compte construire un réacteur de 1 000 MWe dénommé « Chartreuse P » pour un coût total de 2 à 3 milliards € et un coût du MWh situé entre 40 et 80 €, en utilisant la technique du stellarator avec trois innovations : les parois solides du réacteur seront protégées des neutrons par du lithium liquide à 700 °C circulant sur les parois grâce au champ magnétique ; des aimants supraconducteurs à haute température permettront de doubler le champ magnétique et de réduire la taille du réacteur d'un facteur 5 ; les aimants supraconducteurs s'enrouleront directement sur un cylindre. Une première étape de 2,5 ans consistera à démontrer la faisabilité de ces innovations, une deuxième étape de trois ans cherchera à combiner ces briques et à agrandir la taille du dispositif, et une troisième étape aboutira à la construction du réacteur tête de série[41]. En 2 janvier 2023, Renaissance Fusion réalise une levée de fonds de quinze millions d'euros[119].

En mars 2023, le Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) essaime deux start-up issues du concours interne organisé pour inciter ses salariés à innover : Stellaria et Hexana, qui se consacrent à la conception de réacteurs nucléaires innovants déployables à l'horizon 2030-2040. Hexana travaille sur la conception d'une paire de deux réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium de 300 MWe, à partir de l'expérience acquise par les projets Rapsodie, Phénix, Superphénix et Astrid. Hexana compte coupler ces réacteurs avec un système de stockage thermique permettant d'imaginer de nombreuses applications qui s'ajouteraient à la production flexible d'électricité : production de chaleur pour l'industrie, production d'hydrogène ou d'eau potable[120].

Le projet Stellaria, issu lui aussi du CEA, vise la conception d'un réacteur nucléaire de quatrième génération fonctionnant aux sels fondus, capable d'utiliser une très grande variété de combustibles et de fonctionner plusieurs années sans s'arrêter. Très compact, il pourrait être localisé à proximité, voire sur des sites industriels[120].

Le projet Sparta, porté par la start-up Neext Engineering de Belfort, utilise la technologie de réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb (LFR pour « lead fast reactor »). Son dossier a été déposé à l'appel à projets « Réacteurs nucléaires innovants » de France 2030[121].

En novembre 2021, Nuscale et l'opérateur des centrales nucléaires roumaines Nuclearelectrica annoncent leur projet de construire une centrale de six réacteurs SMR Nuscale[122]. Le 24 mai 2022 est signé le mémorandum d'entente entre Nuscale, Nuclearelectrica et E-INFRA, le propriétaire du site choisi : Doicești, où la centrale à charbon sera remplacée par les SMR. L'accord couvre les études d’ingénierie, les analyses techniques et les formalités administratives[123].

En 2016 selon le Sunday Telegraph des sites sont en cours d'examen pour le déploiement de PRM dans le Pays de Galles, dont celui de l'ancienne centrale nucléaire de Trawsfynydd et sur les sites d'anciennes centrales nucléaires ou à charbon dans le Nord de l'Angleterre. Les sites nucléaires existants sont considérés comme des possibilités, dont Bradwell, Hartlepool, Heysham, Oldbury, Sizewell, Sellafield et Wylfa[124].

En août 2018, une commission d'experts missionnée par le gouvernement a préconisé dans son rapport un soutien massif aux PRM ; elle recommande un effort semblable à celui consenti pour l'éolien offshore dans les années 2010[125].

En avril 2022, Rolls-Royce SMR annonce le lancement de la procédure réglementaire d'approbation du concept de son SMR de 470 MWe, qui devrait s'achever en 2024. L'entreprise prévoit de mettre en service son premier réacteur en 2029 et se fixe l'objectif de construire 10 réacteurs d'ici 2035[126].

La Centrale nucléaire de Bilibino, centrale nucléaire la plus septentrionale du monde, au nord du cercle polaire arctique, compte 4 petits réacteurs mixtes qui produisent à la fois de l'énergie thermique et électrique. Cette centrale a été remplacée par la centrale nucléaire flottante Akademik Lomonosov (deux réacteurs PWR de 35 MW chacun). En mai 2020, Rosatom annonce la mise en service complète de la centrale, qui a déjà produit plus de 47 GWh depuis sa mise en service partielle en décembre 2019[127].

En mars 2020, l’énergéticien public turc EUAS a signé avec Rolls-Royce Holdings plc une déclaration d’intention portant sur la réalisation d'une étude relative à l’utilisation de petits réacteurs modulaires (SMR) en Turquie. Rolls-Royce dirige un consortium d’entreprises britanniques consacré à la construction au Royaume-Uni du UK SMR, réacteur d'une puissance comprise entre 220 et 440 MW dont le coût de production de l’électricité est annoncé à 60 livres sterling par mégawatt-heure (environ 8 c€/kWh)[128].

Mi 2019, un consortium a été annoncé, qui regroupe Energoatom (Ukraine), le centre national de la science et de la technologie (SSTC) de l'Ukraine, et Holtec international (société enregistrée dans le paradis fiscal du Delaware aux Etats-Unis) pour développer le SMR-160 en Ukraine[129].

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• Projet de PRM français NUWARD (TechnicAtome)
• « Mini-réacteurs : le nucléaire change d’échelle », La Méthode scientifique, France Culture, 24 novembre 2021.
• Jacques Chénais, Les réacteurs électrogènes modulaires de faible puissance ou Small Modular Reactors (SMR), Encyclopédie de l'Énergie, janvier 2016.
• (en) Small Nuclear Power Reactors, World Nuclear Association, mai 2018.
• (en) Charles Merlin, Les petits réacteurs modulaires dans le monde: perspectives géopolitiques,technologiques, industrielles et énergétiques, Études de l’Ifri, Institut français des relations internationales, mai 2019.