Le secteur nucléaire français se trouve aujourd’hui à un tournant décisif, marqué par un débat public intense et des décisions stratégiques majeures. Alors que les projets français peinent à se lancer, la société américaine Westinghouse étend son empreinte commerciale aux États-Unis et ailleurs, avec un rythme de ventes impressionnant. Ce contraste s’exprime à travers plusieurs enjeux essentiels que nous allons examiner ensemble :
- Le coût et les délais des projets nucléaires français, notamment le programme EPR2 d’EDF.
- Le dynamisme commercial et industriel de Westinghouse aux États-Unis et en Pologne.
- Les implications pour la transition énergétique et la production d’électricité en Europe et outre-Atlantique.
- Les défis liés aux petits réacteurs modulaires et les choix technologiques en France.
Ce panorama permettra d’appréhender la situation complexe du nucléaire en France, dans un contexte international compétitif où Westinghouse multiplie ses réalisations.
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Le coût et les enjeux du programme nucléaire français EPR2
EDF a arrêté fin 2025 un devis prévisionnel aux alentours de 72,8 milliards d’euros pour la construction de six réacteurs EPR2, soit une hausse d’environ 40 % en trois ans depuis la première estimation annoncée en 2022 à 51,7 milliards. Ce montant, exprimé en euros constants de 2020, vise à neutraliser l’impact de l’inflation et permettre une comparaison rigoureuse des coûts. Rapporté à une seule tranche, cela revient à près de 12,1 milliards d’euros par réacteur.
Cette tarification reste toutefois un montant estimatif, soumis aux arbitrages financiers de l’État ainsi qu’à l’audit encore en cours, avec une décision finale d’investissement attendue d’ici la fin de l’année. Ce financement repose notamment sur un prêt public à taux réduit et sur un mécanisme contractuel de vingt-quarante ans, garantissant un prix de vente à EDF, même en cas de fluctuations des marchés de l’électricité. Un tel schéma engage donc fortement les finances publiques, reflétant la complexité et la lourdeur des grands projets nucléaires.
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Les retards structurels et les défis techniques
Le chantier de Flamanville illustre bien les risques de dérives dans ce secteur : initialement prévu pour un coût de 3,3 milliards d’euros et une mise en service rapide, il aura finalement coûté près de 23,7 milliards après douze années de retard, avec une mise en service effective seulement en 2024. L’EPR2, conçu pour être une version simplifiée et plus industrielle de l’EPR, espère corriger ces écueils, mais aucun réacteur n’a encore entamé la construction.
La Cour des comptes estime une mise en service réaliste vers 2038, soit 12 ans après la décision d’investissement. Cela contraste avec Westinghouse, dont certains réacteurs AP1000 ont déjà été mis en service en Chine depuis plusieurs années.
Westinghouse : une montée en puissance aux États-Unis et en Europe
Westinghouse Electric Company affiche une dynamique vigoureuse sur le marché mondial. Avec six réacteurs AP1000 opérationnels (deux aux États-Unis, quatre en Chine) et quatorze en construction, le groupe capitalise sur une expérience industrielle consolidée, notamment en matière de fabrication et d’autorisations de sûreté nucléaire. Le constructeur américain a même relancé ses projets en Pologne, où le gouvernement a passé commande pour la première centrale nucléaire nationale, appuyée par un soutien financier public important à travers EXIM Bank.
En Ukraine aussi, malgré le contexte difficile, Westinghouse soutient Energoatom dans le montage des dossiers techniques et réglementaires pour l’implantation de nouveaux réacteurs. Ce positionnement confère à la société un avantage stratégique sur le plan international, à l’inverse du schéma français qui reste suspendu à des arbitrages financiers et réglementaires.
Les enseignements du chantier Vogtle et les coûts des réacteurs américains
Le projet Vogtle, en Géorgie, connaît des retards importants : près de sept ans accumulés et une faillite en 2017 liée à ces dérapages financiers. Malgré cela, Westinghouse avance vers une réduction des coûts à travers la répétition des chantiers. Une étude du Massachusetts Institute of Technology évalue à 4 300 dollars par kilowatt installé le coût des prochaines unités AP1000, pouvant théoriquement descendre à environ 2 900 dollars par kilowatt à la dixième unité, soit une perspective de baisse significative vis-à-vis des surcoûts initiaux.
Le devenir des petits réacteurs modulaires en France
À côté des grands EPR2, les petits réacteurs modulaires (PRM) suscitent beaucoup d’espoir pour divers usages industriels et énergétiques. EDF a mis en pause en 2024 le projet Nuward, repensé pour intégrer des technologies plus éprouvées. La refonte entame une phase qui devrait s’étendre jusqu’en 2029, avec une mise en service envisagée dans les années 2030.
Ces petits réacteurs promettent une fabrication en série et des coûts plus adaptés aux entreprises privées, contrairement aux projets grand format. Toutefois, aucun prototype raccordé au réseau n’existe encore en France, à l’inverse des projets américains comme NuScale. La liquidation de Naarea et le retrait de Newcleo en 2026 illustrent l’ampleur des défis technologiques et industriels.
Les enjeux industriels et financiers des nouvelles technologies nucléaires
Le programme France 2030 alloue un milliard d’euros aux réacteurs innovants, avec un financement distribué entre différents projets concurrentiels, dont Nuward qui reçoit une part significative. Cet engagement montre la volonté de la France d’investir dans la diversification technologique tout en conservant le cap sur les grands projets nucléaires d’EDF.
Il convient aussi de noter l’importance des compétences industrielles françaises dans ce secteur, que ce soit dans la fourniture d’équipements ou la maîtrise des procédés nucléaires, comme pour la construction de sous-marins nucléaires ou les infrastructures liées à la défense nationale, un secteur stratégique souvent associé à l’énergie nucléaire civile.
Tableau comparatif : EPR2 d’EDF vs AP1000 de Westinghouse
| Caractéristique | EPR2 (France) | AP1000 (Westinghouse) |
|---|---|---|
| Nombre de réacteurs planifiés | 6 | Plus de 20 (en service et en construction) |
| Coût estimé par unité | 12,1 milliards € | Environ 4 300 $/kW pour unités futures |
| Délais de construction | Mise en service estimée autour de 2038 | Quelques années, malgré retards à Vogtle |
| Projets en cours | Penly, Gravelines, Bugey | États-Unis, Chine, Pologne, Ukraine |
| Financement | Prêt public à taux réduit + contrat garanti 40 ans | Soutien des banques publiques américaines |
| Type de réacteur | Grand réacteur génération III+ | Grand réacteur génération III+ |
| Expérience opérationnelle | Aucun réacteur EPR2 en service | 6 en service, 14 en construction |
Une transition énergétique sous tension entre débats et réalités industrielles
Le débat autour du nucléaire en France demeure animé, notamment en raison des enjeux budgétaires, environnementaux et géopolitiques. EDF et l’État s’efforcent de trouver un équilibre entre ambition énergétique et contraintes financières, au moment où Westinghouse concrétise ses ventes et ses avancées technologiques aux États-Unis et en Europe centrale.
Ce contexte s’inscrit dans une réponse plus large à la demande mondiale d’électricité propre, où les centrales nucléaires jouent un rôle clé dans la lutte contre le changement climatique. La France est tiraillée entre le maintien de son expertise et la nécessité d’accélérer sa transition énergétique. Cette complexité ne fait que nourrir les débats, mettant en lumière l’importance des choix industriels et politiques à venir.
