La France voit émerger peu à peu des solutions nouvelles pour produire de l’énergie nucléaire. Et si certaines informations ne sont guère réjouissantes, comme la mise en redressement judiciaire de Naarea, d’autres sont plus positives. Comme l’annonce de cette nouvelle levée de fonds réussie pour Jimmy.

Décidément, les mini-réacteurs nucléaires (SMR) font l’actualité. Nous évoquions il y a peu cette première établie par l’Armée américaine, qui en février dernier a transporté par avion les composants du Ward250 de Valar Atomics. Et ce 10 mars, nous apprenons que la startup Jimmy a réussi à collecter des fonds pour le moins conséquents.

Le concept de Jimmy est celui d’un tout petit réacteur. Son emprise au sol est de l’ordre de 30 mètres par 30 mètres, et la surface de terrain en zone « INB » (installation nucléaire de base) sera inférieure à 6000 m². Le réacteur est destiné à ne produire que de la chaleur. Jimmy parle en l’occurrence de « générateur thermique » destinés à alimenter des sites industriels. Typiquement pour remplacer des chaudières au gaz ou au fioul.

Le mini-réacteur produira entre 20 et 60 MW thermiques, et ce à une température pouvant monter jusqu’à 470°C. La durée de vie de conception est de 20 ans, incluant une ou deux recharges au cours de cette période. La sûreté nucléaire est basée sur les caractéristiques intrinsèques de son cœur graphite, et de son combustible sous la forme de minuscules particules dites « TRISO », un concept qui existe depuis les années 1960, mais toujours considéré aujourd’hui comme de quatrième génération.

Un nouveau financement pour lancer l’industrialisation

Et il semble que Jimmy parvienne à convaincre. Pour preuve ce nouveau tour de table de financement, mené avec succès. Comme vient de le communiquer la startup, elle a réussi à lever 40 millions d’euros auprès de Crédit Mutuel Alliance Fédérale, d’ADEME Investissement et de ses actionnaires historiques. Cette somme est destinée à finaliser la conception du mini-réacteur et à préparer son industrialisation, notamment au Creusot, en Saône-et-Loire.

Ce financement s’ajoute à celui obtenu au cours des premières levées de fonds. Le financement total de la startup est ainsi porté à 80 millions d’euros. Un tel niveau permettra de sécuriser la préparation du lancement industriel du mini-réacteur thermique. Rappelons par ailleurs que Jimmy a d’ores et déjà déposé, en 2024, une demande d’autorisation de création (DAC) pour un projet implanté à Bazancourt, dans la Marne.

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Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français RTE a présenté ses résultats 2025 : augmentation de l’activité, des résultats financiers en hausse et une électrification avec des demandes de raccordement à tout va.

Les raccordements, grosse activité de RTE, ont progressé de 60 % par rapport à 2024. RTE a transmis plus de 460 propositions techniques et financières et réalisé plus de 3 800 études exploratoires, c’est le double de l’année précédente, explique-t-il dans son communiqué de presse à l’annonce des résultats. Ces analyses sont obligatoires pour les porteurs de projets et permettent d’évaluer la faisabilité d’un raccordement avant une demande formelle. La transformation de l’essai est quand même limitée. En 2025, 28 projets de consommation ont signé une convention de raccordement, un niveau stable par rapport à l’année dernière.

Un demi-milliard d’euros de résultat net

Sur le plan financier, RTE affiche un résultat net de 554 millions d’euros contre 171 millions en 2024, malgré la hausse des charges d’exploitation liées notamment à la gestion des congestions et à l’équilibrage du système électrique. Le chiffre d’affaires atteint 6,6 milliards d’euros contre 5,6 milliards un an plus tôt. Les recettes issues du TURPE ont représenté 4,78 milliards d’euros. Les revenus liés aux interconnexions ont atteint 1,67 milliard d’euros (+41 %) grâce à un niveau record d’exportations d’électricité et aux écarts de prix avec les pays voisins.

Pour financer la montée en puissance de ses investissements, RTE a poursuivi ses levées de fonds en 2025. L’entreprise a émis deux obligations vertes pour un total de 1,75 milliard d’euros. Elle a également obtenu un prêt de 800 millions d’euros de la Banque européenne d’investissement pour l’interconnexion du Golfe de Gascogne et un prêt d’un milliard d’euros auprès de la Banque des Territoires. Le marché obligataire devrait être sollicité au moins deux fois en 2026.

« Premier prêt, premier servi » pour les demandes de raccordement

RTE souhaite également faire évoluer les règles de raccordement pour sortir de l’embouteillage actuel. Une consultation publique est en cours jusqu’au 20 mars pour introduire une logique de « premier prêt, premier servi » plutôt que premier arrivé, premier servi, avec la possibilité de demander des preuves d’avancement aux porteurs de projets.

Parallèlement, de nouvelles règles d’exploitation du réseau doivent entrer en vigueur au printemps 2026 afin de mieux gérer la flexibilité des installations renouvelables et d’éviter l’arrêt simultané de nombreuses centrales lorsque les prix de marché tombent en prix négatifs. Pour 2026, la priorité reste le raccordement des grands pôles industriels électrifiés, notamment à Dunkerque, au Havre et à Fos-sur-Mer. RTE prévoit d’y consacrer plus de 4,2 milliards d’euros d’investissements, un programme que vient d’approuver la Commission de régulation de l’énergie.

La CRE valide une augmentation des moyens de RTE

La Commission de régulation de l’énergie a approuvé, dans une délibération fin février, le programme d’investissements 2026 de RTE. Le régulateur valide une enveloppe de 4,24 milliards d’euros, + 27 % / 2025. Cela concerne les projets de raccordement de nouveaux utilisateurs et d’adaptation du réseau (+394 millions d’euros), le renouvellement des infrastructures existantes (+154 millions) ainsi qu’au programme de raccordement des parcs éoliens en mer (+106 millions).

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La Chine vient de mettre en service un parc photovoltaïque hybride de plus de 6 GW. Si sa puissance suffit à susciter l’étonnement, sa localisation est encore plus surprenante.

La démesure chinoise est un sujet d’actualité quotidien, mais elle continue pourtant de nous étonner. Nouvelle preuve de ce gigantisme, le pays vient de mettre en service un projet solaire hybride d’une puissance de 6 GW près de la commune de Lingwu, dans le nord du pays. Construit en deux phases, dont la deuxième vient d’être mise en service, ce parc devrait produire environ 10,8 TWh d’électricité par an. L’électricité produite sera acheminée vers l’est du pays via la ligne HVDC Lingzhou–Shaoxing, de 800 kV et 1720 km de long.

Pour optimiser l’utilisation de l’électricité produite, le parc photovoltaïque est associé à une BESS de 600 MW de puissance pour 1200 MWh de capacité. Outre ces caractéristiques, c’est surtout la localisation du parc qui en fait sa particularité. Le parc de quelque 12 000 hectares, soit plus que Paris intra-muros, a été installé sur des zones d’affaissements miniers.

Tirer profit des affaissements miniers

En temps normal, on a tendance à implanter les moyens de production d’électricité au plus près des sites de consommation pour limiter les pertes et les coûts liés au transport. Mais du fait des spécificités de son territoire, la Chine commence à appliquer une stratégie différente. Elle met en place des moyens de production d’énergies renouvelables au niveau des sites géographiques les plus opportuns, et transporte ensuite cette électricité vers la côte Est, où se trouve la majorité de sa population et de son industrie. Pour cela, elle ne cesse de construire de nouvelles lignes HVDC qui traversent le pays d’est en ouest.

C’est ce même principe qu’elle compte appliquer sur les très nombreuses zones d’affaissement minier qui sont la conséquence d’une politique d’exploitation massive du charbon avec encore aujourd’hui 51% de la production mondiale. Cette extraction intensive de charbon a des conséquences directes sur les sols. L’exploitation souterraine a tendance à affaiblir la résistance du sol qui finit par s’affaisser. Cette situation rend bien souvent les terres en questions inutilisables pour l’agriculture à cause de la multitude de fissures, de micro-reliefs et des problèmes de tassements résiduels. En parallèle, ces affaissements ont tendance à modifier le régime des eaux souterraines, ce qui peut engendrer des zones de stagnation.

Selon un rapport sur le sujet, ces zones représenteraient une surface totale de 2 millions d’hectares, soit la superficie de pays comme la Slovénie ou Israël ! Si ces terres ne sont plus adaptées pour la production agricoles, elles sont parfaites pour la mise en place de parcs photovoltaïques qui peuvent être adaptés aux variations de terrains et mêmes aux micro tassements. Cette stratégie permet ainsi de tirer profiter de zones normalement inexploitables et ainsi réserves les terres de meilleure qualité pour l’agriculture.

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Autrefois restreinte à quelques territoires aux conditions géologiques exceptionnelles, la géothermie entre dans une ère nouvelle. Les avancées technologiques élargissent désormais son champ d’application, au point d’en faire une option possible pour aider l’Europe à réduire drastiquement ses émissions tout en répondant à ses besoins énergétiques.

Souvent éclipsée par le solaire et l’éolien, la géothermie dispose pourtant de grands atouts : elle est pilotable et est indépendante des conditions météorologiques. Ce qui en fait une solution pour renforcer la fiabilité du réseau électrique face à la montée en puissance des sources intermittentes. Bonne nouvelle pour l’Europe : ce n’est pas le potentiel qui manque. Selon un rapport du groupe de réflexion Ember, la géothermie pourrait théoriquement produire près de 301 TWh par an dans l’Union européenne. Autrement dit, elle pourrait remplacer jusqu’à 42 % de l’électricité aujourd’hui produite à partir du charbon et du gaz, et ce, à un prix compétitif. Cette estimation est fondée sur l’évolution technologique perçue dans la filière.

Les systèmes géothermiques améliorés élargissent le champ des possibles

Selon le rapport d’Ember, la zone d’exploitation de la géothermie est en train de s’élargir. Les progrès technologiques permettent désormais d’envisager son exploitation dans d’autres lieux en dehors des régions volcaniques.

Grâce aux technologies dites EGS (enhanced geothermal systems, ou en français systèmes géothermiques améliorés), il est devenu possible d’atteindre des zones géologiques plus profondes. Si les centrales conventionnelles sont limitées à environ trois kilomètres de profondeur, les systèmes modernes permettent aujourd’hui d’aller beaucoup plus loin et d’atteindre des couches rocheuses plus profondes et donc plus chaudes. De plus, la technologie actuelle permet de créer artificiellement la perméabilité nécessaire à la circulation de l’eau chaude. L’ingénierie peut ainsi aujourd’hui créer un réservoir géothermique exploitable là où la nature n’en fournit pas spontanément.

Un savoir-faire hérité des hydrocarbures

Cette évolution technologique s’appuie en partie sur l’expertise développée par l’industrie pétrolière et gazière. Les techniques de forage profond, la gestion des pressions ou encore la modélisation géologique, éprouvées depuis des décennies dans l’exploration des hydrocarbures, trouvent aujourd’hui une nouvelle application dans la géothermie. Ce transfert de compétences réduit les barrières techniques et facilite l’émergence de projets dans des régions sans tradition géothermique.

À noter que l’estimation avancée par Ember, selon laquelle la géothermie pourrait remplacer jusqu’à 42 % de l’électricité produite à partir des fossiles, demeure théorique. Pour autant, elle pourrait servir d’outil d’orientation pour les décideurs politiques, et encourager l’intégration de la filière dans les stratégies énergétiques nationales et européennes.

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Dans un contexte de transition énergétique, d’explosion des centres de données et de tensions internationales, la course à l’énergie bat son plein. Le développement des SMR joue un rôle central dans cette bataille, mais l’Europe est à la traîne face à la Chine et aux USA. Pour revenir sur le devant de la scène, le Vieux Continent joue la carte de la coopération et veut augmenter les subventions. 

C’est désormais acté : notre avenir décarboné passera nécessairement par le nucléaire, mais pas forcément par des réacteurs de 1000 mégawatts électriques (MWe) ou plus. Si, à long terme, la fusion nucléaire suscite beaucoup d’espoir, à court terme, ce sont les petits réacteurs modulaires (SMR) qui ont le vent en poupe.

Depuis plusieurs années, le nombre de projets de Small Modular Reactor a explosé. Fin 2025, on comptait pas moins de 127 concepts à différents stades d’avancement. À ce jeu-là, c’est la Chine qui fait la course en tête et s’apprête à mettre en service le premier SMR commercial au monde : Linglong One. D’une puissance de 125 MWe, il est actuellement en phase finale de tests. De leur côté, les États-Unis ne sont pas loin derrière, et le Département de l’Énergie n’hésite pas à mettre le paquet question subvention pour rester dans la course.

L’Europe tente de rattraper son retard

Pour l’heure, l’Europe accuse un retard conséquent. Pour tenter de regagner du terrain, la Commission européenne a récemment annoncé vouloir mettre en place une stratégie commune, spécifique aux SMR, pour aider les projets européens à rester compétitifs. Cette stratégie consiste notamment à encadrer les autorisations et les normes de sûreté à l’échelle européenne, tout en créant une chaîne d’approvisionnement européenne résiliente.

Prémisse de cette nouvelle stratégie commune, le projet français Nuward vient de recevoir un examen positif par pas moins de six autorités de sûreté différentes, ce qui faciliterait son déploiement à l’échelle européenne en phase de commercialisation. Parmi les autorités de sûreté concernées, on retrouve la France, la Finlande, la Tchéquie, les Pays-Bas, la Pologne et la Suède.

Une histoire de budget

Nerf de la guerre, la question du financement a également été abordée par la Commission européenne. Cette dernière a mis en place différents programmes d’investissement pour favoriser l’innovation mais également le déploiement de ces nouveaux types de réacteurs.

Pour le moment, Horizon Europe, principal programme de financement de l’UE pour la recherche et l’innovation, ne soutient aucun projet nucléaire malgré une enveloppe de 95,5 milliards d’euros répartis entre 2021 et 2027. En revanche, le programme Euratom Fission Research, qui est complémentaire à Horizon Europe, finance plusieurs projets de recherche sur le nucléaire, avec un budget total de 1,38 milliard d’euros. L’Innovation Fund est un programme de financement dédié aux technologies innovantes à émission nette zéro ou à faible émission de carbone. Il est donc taillé sur-mesure pour les SMR.

Pour finir, la Banque européenne d’investissement (BEI) prévoit un soutien aux alliances industrielles en lien avec les SMR, alors même qu’elle refusait de financer le nouveau nucléaire il y a encore deux ans. C’est un signal fort pour une filière qui ne demande qu’à se développer, mais dont la question de l’investissement est le plus gros obstacle. L’institution européenne n’a pas soutenu de construction de centrale nucléaire depuis presque 50 ans.

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