Marché des petits réacteurs modulaires Taille et part 2026-2035

Taille du marché des petits réacteurs modulaires

Le marché mondial des petits réacteurs modulaires (SMR) était évalué à 3,6 milliards de dollars (USD) en 2025 et devrait atteindre 15,6 milliards de dollars (USD) d'ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 12,7 % entre 2026 et 2035. Selon le dernier rapport publié par Global Market Insights Inc., la valeur du marché atteint 5,3 milliards de dollars (USD) en 2026.

Le marché adressable comprend les systèmes modulaires de production nucléaire ainsi que les activités connexes de déploiement dans les domaines de l'électricité, de la chaleur industrielle, de l'hydrogène, du dessalement, de la recherche et des applications énergétiques dans les zones isolées. Il exclut la construction de réacteurs conventionnels de grande puissance, sauf lorsque des programmes de réacteurs établis fournissent des références en matière d'autorisation, de chaîne d'approvisionnement ou d'exploitation pour les conceptions modulaires. La croissance dépasse désormais le stade des annonces de conception pour se concentrer sur les projets assortis d'étapes concrètes en matière de construction, d'autorisation, de services publics et de contrats d'achat conclus avec les entreprises.

La détermination de la taille du marché combine une évaluation ascendante des programmes de réacteurs annoncés, de la capacité, des étapes de développement et du calendrier probable de déploiement, avec des vérifications descendantes fondées sur les programmes nucléaires nationaux, le soutien public et la demande des utilisateurs finaux. L'année de référence 2025 et la période de prévision 2026–2035 restent constantes pour les types de réacteurs, les applications, la connectivité, la localisation, la capacité, l'utilisation finale et la géographie.

Principaux facteurs de croissance

La demande mondiale d'électricité augmente avec la construction de centres de données, la recharge des véhicules et l'électrification industrielle. L'IEA prévoit que les centres de données représenteront 4–6 % de la consommation mondiale d'électricité d'ici 2030, contre environ 1,5 % en 2022. ^{[1]International Energy Agency, “Data Centres and AI,” iea.org} Les SMR répondent à un besoin d'approvisionnement distinct : une production sans carbone et pilotable, à une échelle permettant une augmentation progressive des capacités. La conséquence commerciale est la plus marquée lorsque les acheteurs accordent davantage de valeur à une production garantie qu'à l'optimisation du prix marginal de l'énergie.

Le soutien public modifie la répartition des risques pour les premières centrales commerciales. Les crédits d'impôt à la production prévus par la section 45Y des États-Unis peuvent fournir jusqu'à 15 USD/MWh pour la production nucléaire avancée, tandis que la stratégie de l'Union européenne sur les SMR, publiée en mars 2026 par la Commission européenne, a établi l'Alliance industrielle européenne sur les SMR et vise les premiers projets européens au début des années 2030. ^{[2]European Commission, “European SMR Strategy,” ec.europa.eu} Great British Energy – Nuclear a sélectionné Rolls-Royce SMR comme partenaire technologique privilégié en juin 2025. ^{[3]UK Government, “Great British Energy – Nuclear,” gov.uk} Ces programmes n’éliminent pas le risque lié à la construction, mais ils améliorent la visibilité des revenus et coordonnent les investissements nationaux dans la chaîne d’approvisionnement.

Le besoin en capacité ferme est tout aussi important. Le retrait des centrales au charbon et au gaz vieillissantes creuse l’écart entre les ajouts annuels de capacités renouvelables et la capacité fiable disponible pendant les périodes de tension. Les petits réacteurs modulaires (SMR) de 50 à 300 MWe peuvent être déployés progressivement en fonction de la demande locale, sans nécessiter immédiatement une extension du réseau de transport comparable à celle requise par un réacteur conventionnel de 1 000 à 1 600 MWe. ^{[4]World Nuclear Association, “Small Nuclear Power Reactors,” world-nuclear.org} Le programme de l’Ontario Power Generation portant sur quatre unités BWRX-300 à Darlington, doté d’un budget total de 20,9 milliards CAD, constitue un test concret de cette approche fondée sur une construction progressive. ^{[5]Canadian Nuclear Safety Commission, “Darlington New Nuclear Project,” cnsc-ccsn.gc.ca}

La décarbonation industrielle élargit la demande au-delà de l’électricité. Les secteurs de la pétrochimie, du ciment, de l’acier et des pâtes et papiers ont besoin de chaleur à haute température, que l’éolien et le solaire ne fournissent pas directement. ^{[6]Nuclear Engineering International, “Nuclear Process Heat,” neimagazine.com} Les réacteurs à haute température refroidis au gaz (HTGR) peuvent fonctionner à des températures allant jusqu’à 750 °C, et le Xe-100 de X-energy fait l’objet d’un examen dans le cadre de la demande de permis de construction du site pétrochimique de Dow à Seadrift, au Texas. ^{[7]U.S. Department of Energy, “Advanced Reactor Demonstration Program,” energy.gov} Les exigences européennes relatives au carbone aux frontières renforcent l’intérêt, pour les exportateurs industriels, de sécuriser une chaleur bas carbone ainsi qu’une électricité bas carbone.

Principaux freins

Les dépenses d’investissement associées à une première réalisation demeurent la principale contrainte commerciale immédiate. Le budget de Darlington pour quatre unités implique une intensité capitalistique de la première unité supérieure au niveau généralement associé à la compétitivité des centrales à cycle combiné au gaz. L’annulation du projet Carbon Free Power Project de NuScale, après la hausse du prix estimé de l’électricité de 58 USD/MWh à 89 USD/MWh, a illustré l’impact d’une visibilité insuffisante sur les débouchés d’un projet modulaire. ^{[8]OECD Nuclear Energy Agency, “Small Modular Reactors,” oecd-nea.org} La viabilité économique dépend donc de l’apprentissage au niveau de la flotte, des achats en série et de la répartition des risques, plutôt que du coût d’investissement d’un prototype unique.

Les procédures d’autorisation créent un long délai entre l’investissement et les revenus. Le processus de la NRC américaine comprend l’examen des permis de construction et des licences d’exploitation, tandis que les lacunes en matière d’information peuvent prolonger chacune de ces étapes. Le cadre Part 53 de 2026 vise à intégrer les configurations autres que les réacteurs à eau légère ainsi que les technologies avancées. ^{[9]U.S. Nuclear Regulatory Commission, “Part 53 Regulatory Framework,” nrc.gov} Des filières dédiées devraient réduire l’incertitude au fil du temps, mais les développeurs doivent encore disposer de dossiers de sûreté complets, d’un approvisionnement en combustible qualifié et d’autorisations propres à chaque site avant que les revenus de construction puissent se transformer en flux de trésorerie d’exploitation.

Analyse des segments du marché des petits réacteurs modulaires

Par type de réacteur

Les réacteurs à eau pressurisée (PWR) dominaient le marché avec une part de 31 % en 2025 et devraient afficher un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 16,3 %. Leur avantage repose sur une logistique d’approvisionnement en combustible bien établie, des précédents en matière de sûreté et une expérience d’exploitation issue de l’ensemble du parc nucléaire. Le module US460 VOYGR de 77 MWe de NuScale a reçu l’approbation de conception standard de la NRC en mai 2025, tandis que l’ACP100 de 125 MWe de CNNC, à Changjiang, a achevé un essai de démarrage à la vapeur de la turbine en conditions non nucléaires en décembre 2024. Les réacteurs à eau bouillante (BWR) détenaient une part de 28 % et devraient progresser à un CAGR de 18,6 %, sous l’impulsion du BWRX-300 de GE Vernova Hitachi, qui utilise de l’uranium faiblement enrichi standard et s’appuie sur le référentiel de sûreté de l’ESBWR.

Les réacteurs à neutrons rapides détenaient une part de 30 %, mais affichaient le taux de croissance annuel composé le plus faible parmi les principaux types de réacteurs, à 9,7 %, car les conceptions refroidies au sodium et au plomb sont confrontées à des cycles de développement et d’octroi de licences plus longs. Le Natrium de TerraPower associe un refroidissement au sodium à un stockage thermique à sels fondus, tandis que le BREST-OD-300 de Rosatom fait progresser la technologie refroidie au plomb à Seversk. Les réacteurs refroidis au gaz à haute température (HTGR) détenaient une part de 9,6 % et devraient progresser à un CAGR de 29 %, soutenus par le HTR-PM commercial de la Chine et la trajectoire de déploiement industriel du Xe-100 de X-energy. Les systèmes à sels fondus / à réacteur rapide refroidi aux sels fondus (FHR) détenaient une part de 1 % et devraient progresser à un CAGR de 30,3 % ; le KP-FHR de Kairos Power, l’IMSR de Terrestrial Energy et le CMSR de Seaborg répondent aux besoins d’applications à haute température et côtières. Les autres conceptions, notamment l’Aurora d’Oklo et l’EM² de General Atomics, partent d’une part de 0,4 %, mais affichent un CAGR de 36,3 % sur une base réduite.

Par application

La production d’électricité représentait 80 % du marché en 2025 et devrait progresser à un CAGR de 16,7 %. Les programmes des services publics et les achats des entreprises structurent ce segment, notamment avec la participation de Duke Energy, d’Ontario Power Generation et de TVA au développement de la conception du BWRX-300. Les acheteurs de technologies représentent la plus grande part de la capacité engagée recensée, ce qui reflète la demande en électricité décarbonée disponible 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7. La chaleur industrielle et la chaleur de procédé détenaient une part de 8 % et devraient progresser à un CAGR de 23,1 %. Une étude menée par NuScale et le Pacific Northwest National Laboratory a validé la capacité du module de 77 MWe à fournir de la vapeur industrielle tout en exportant de l’électricité, renforçant ainsi le bien-fondé de la cogénération.

La production d’hydrogène détenait une part de 5 % et devrait progresser à un CAGR de 17,7 %. L’Agence pour l’énergie nucléaire de l’OCDE considère l’hydrogène comme une application non électrique prioritaire, même si la compétitivité de l’hydrogène rose dépend de coûts d’investissement des réacteurs plus faibles. Le dessalement et le traitement de l’eau détenaient une part de 4 %, avec un CAGR de 17,7 %, soutenus par l’approbation du SMART100 en Corée du Sud et par l’historique d’exploitation de l’Akademik Lomonosov en Russie.

Recherche / démonstration détenait une part de 3 % et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 24,5 %, tandis que l’Initiative d’harmonisation et de normalisation nucléaires de l’AIEA coordonne les travaux dans 15 États membres. ^{[10]International Atomic Energy Agency, “Nuclear Harmonization and Standardization Initiative,” iaea.org}

Par connectivité

Les systèmes raccordés au réseau constituent le cœur du marché commercial, car ils répondent aux besoins de remplacement des capacités des services publics, des pôles industriels et des grandes charges des entreprises. L’activité liée au BWRX-300 à Darlington et la demande d’autorisation de TVA pour Clinch River représentent les voies de raccordement au réseau les plus visibles en Amérique du Nord. Les systèmes hors réseau / éloignés répondent à un autre enjeu économique : remplacer les groupes diesel lorsque le coût de l’énergie livrée est élevé et que l’extension du réseau n’est pas réaliste. Project Pele, le réacteur d’essai Hermes de Kairos et le MMR de 5 MWe d’USNC illustrent les étapes d’ingénierie et de réglementation nécessaires avant le déploiement de flottes dans des zones éloignées.

Par implantation

Les projets terrestres dominent les prévisions, car les processus actuels d’autorisation, de construction et d’interconnexion des services publics sont conçus pour des sites fixes. Darlington, Kemmerer, Changjiang, Shidaowan et Seadrift illustrent l’importance de la préparation des sites industriels et de juridictions réglementaires établies. Les systèmes marins / flottants restent pertinents pour les côtes isolées, les îles et les opérations arctiques. L’Akademik Lomonosov de Rosatom démontre le modèle opérationnel, tandis que le CMSR de Seaborg, monté sur une barge de 100 MWe, vise un déploiement côtier. Le choix de l’implantation déterminera de plus en plus les autorisations, la logistique, le refroidissement et l’accès aux acheteurs d’électricité, plutôt que le seul transport des réacteurs.

Par capacité

Les systèmes de moins de 50 MW répondent aux besoins des activités minières éloignées, des applications liées à la défense et des charges isolées, pour lesquelles le coût du diesel peut dépasser 1 USD/kWh. Le MMR d’USNC et l’Aurora de 1,5 MWe d’Oklo relèvent de cette catégorie. Les tranches de 50 à 100 MW et de 101 à 300 MW correspondent aux ajouts modulaires de capacité des services publics et à la cogénération industrielle ; le module de 77 MWe de NuScale, le module Xe-100 de 80 MWe de X-energy, ARC-100, ACP100, BWRX-300 et AP300 occupent ces segments. Les projets de plus de 300 MW couvrent les configurations à l’échelle d’une flotte ou hybrides, notamment le modèle de 470 MWe de Rolls-Royce SMR et la capacité de production de pointe de 500 MWe de TerraPower. Le choix de la capacité reste lié à la demande du site, à la capacité de financement et à la valeur d’une construction par étapes.

Par utilisation finale

Les services publics restent le principal groupe d’utilisateurs finaux, car ils contrôlent les sites, l’interconnexion au réseau et les contrats d’achat d’électricité de longue durée. Les pouvoirs publics et les entreprises publiques soutiennent les premiers projets par l’intermédiaire de programmes nucléaires nationaux, de besoins de défense et de financements souverains. Les exploitants industriels accordent de la valeur à l’intégration de la vapeur et de la chaleur, comme l’illustre le projet de Dow à Seadrift. Les centres de données émergent comme une catégorie distincte d’acheteurs d’électricité, tandis qu’Amazon investit dans X-energy, que Google conclut un contrat avec Kairos Power et que Meta poursuit le développement de capacités Natrium. Les autres utilisateurs comprennent les exploitations minières éloignées et les opérateurs de traitement de l’eau, pour lesquels les coûts d’approvisionnement en combustible et les exigences de fiabilité modifient l’équation économique.

Analyse régionale du marché des petits réacteurs modulaires

Amérique du Nord

L’Amérique du Nord détenait une part de marché de 47 % en 2025 et devrait afficher un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 15,1 %. Le Canada fournit le signal de construction le plus concret de la région avec le chantier du BWRX-300 à Darlington. Aux États-Unis, la TVA a déposé en mai 2025 une demande de permis de construire pour un BWRX-300 à Clinch River, tandis que TerraPower fait progresser le projet Natrium à Kemmerer. La contrainte de la région ne réside pas dans la demande, mais dans la transformation de l’intérêt des autorités de sûreté et des entreprises en programmes de construction reproductibles.

Europe

L’Europe détenait une part de marché de 29 % et devrait afficher un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 17,3 %. La sélection de Rolls-Royce SMR par le Royaume-Uni en juin 2025 et le contrat de Videberg Kraft en Suède soutiennent une base industrielle régionale. L’accord de conception générique de la Pologne pour le BWRX-300 et la stratégie de l’UE de mars 2026 élargissent le portefeuille de projets potentiels. EDF participe aux travaux européens sur les petits réacteurs modulaires, tandis que la Roumanie et la Russie restent pertinentes pour la base nucléaire régionale. Le principal facteur limitant de l’Europe réside dans le caractère fragmenté des structures nationales d’autorisation, de financement et de passation des marchés.

Asie-Pacifique

L’Asie-Pacifique détenait une part de marché de 19 % et devrait afficher un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 20,6 %. La Chine associe le HTR-PM commercial au programme ACP100 et à un processus plus large d’approbation de réacteurs. La révision de la loi sur la sûreté nucléaire de la Corée du Sud en 2026, les capacités nucléaires établies du Japon et le projet indien de petits réacteurs de 220 MWe fondés sur la technologie PHWR élargissent la base technologique de la région. L’ampleur d’exécution de la Chine confère à la région son avantage industriel à court terme le plus marqué, même si les programmes nationaux restent distincts plutôt que totalement intégrés.

Moyen-Orient et Afrique

Le Moyen-Orient et l’Afrique détenaient une part de marché de 5 % et devraient afficher un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 41,1 %. ENEC et GE Vernova Hitachi ont signé en mai 2025 un protocole d’accord visant à évaluer le déploiement du BWRX-300 dans le cadre du programme ADVANCE. Le SNAEP de l’Arabie saoudite inclut les petits réacteurs modulaires aux côtés des réacteurs de grande puissance et de l’exploration de l’uranium, tandis que l’Afrique du Sud constitue un marché régional potentiel à long terme. L’opportunité de la région est la plus forte lorsque les besoins en dessalement, en développement industriel et en électricité bas carbone fiable convergent.

L’Amérique latine détenait une part de marché de 4 % et devrait afficher un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 13,6 %. La suspension de la construction du CAREM-25 en Argentine pour réviser sa conception illustre le risque d’exécution auquel sont confrontés les premiers programmes de réacteurs à eau pressurisée intégrés. Le Brésil positionne les réacteurs de taille comparable aux petits réacteurs modulaires comme un complément à long terme de son système hydroélectrique. Le développement du marché dépendra de la continuité des politiques publiques, de la capacité de financement et de la faculté à relier les investissements nucléaires aux priorités industrielles et de résilience du réseau électrique.

Part du marché des petits réacteurs modulaires et paysage concurrentiel

Le marché de 2025 est modérément concentré. GE Hitachi Nuclear Energy arrivait en tête avec une part de marché de 19,5 %, tandis que les cinq principales entreprises — GE Hitachi Nuclear Energy, CNNC, TerraPower, Rolls-Royce SMR Ltd et Rosatom — détenaient collectivement environ 64 %. L'avantage de GE Hitachi réside dans sa position en matière d'autorisation et de déploiement simultanés au Canada, aux États-Unis, au Royaume-Uni et en Pologne. L'avantage de CNNC tient à l'étendue de ses activités, notamment dans le cadre des projets HTR-PM et ACP100. TerraPower est à la pointe du développement occidental des réacteurs rapides refroidis au sodium, Rolls-Royce SMR est un acteur majeur des réacteurs à eau pressurisée (PWR) fabriqués en usine en Europe, et Rosatom conserve le bilan le plus avancé dans le domaine des réacteurs flottants.

La différenciation concurrentielle s'oriente désormais vers la capacité de livraison. ARC Clean Technology cible la chaleur industrielle avec ARC-100. EDF apporte son expérience de la gestion de flotte au pré-développement européen. La capacité nationale de General Atomics dans le domaine du combustible TRISO contribue à la résilience de l'approvisionnement en réacteurs avancés. Holtec fait progresser le SMR-300 dans les filières britannique et américaine, tandis que Huaneng Group développe ses activités liées au HTR-PM. Moltex, Seaborg, Terrestrial Energy et ThorCon développent des configurations à sels fondus ; Kairos fait progresser le KP-FHR, Google intervenant comme acheteur. NuScale conserve ses avancées réglementaires, mais a réorienté ses activités à l'international après l'annulation de son projet en 2023. Oklo, USNC et Westinghouse ciblent les opportunités liées aux microréacteurs, aux sites isolés et aux réacteurs à eau pressurisée standardisés. Le Xe-100 de X-energy et son projet avec Dow constituent la référence américaine la plus claire en matière de cogénération industrielle.

Évolutions récentes du secteur

• Juin 2026 : la Commission américaine de réglementation nucléaire (NRC) a délivré à TerraPower un permis de construction commercial pour le SMR Natrium à Kemmerer, dans le Wyoming. Cette autorisation fait passer l'un des principaux projets ne faisant pas appel à l'eau légère du stade du développement à celui de la construction physique du réacteur.

• Mai 2026 : TerraPower a signé avec HD Hyundai et Hyundai Engineering & Construction des accords de commercialisation d'une flotte. Ces accords renforcent la filière de livraison industrielle nécessaire à un déploiement reproductible.

• Avril 2026 : le ministère de l'Investissement des Émirats arabes unis et le groupe chinois Jereh ont officialisé un partenariat dans les domaines de l'énergie propre et du développement industriel, qui comprend le déploiement de SMR. Cette initiative relie l'intérêt pour les réacteurs à la politique industrielle.

• Février 2026 : Rolls-Royce SMR a été sélectionné par Videberg Kraft, en Suède, pour un projet de plusieurs milliards de livres sterling. Cette sélection étend la portée contractuelle du développeur européen au-delà du Royaume-Uni.