Le nucléaire construit de nouveau. La moitié des capacités en chantier s’élève en Chine

La relance du nucléaire n’est plus un thème de conférence mais un calendrier de coulages. Des réacteurs totalisant 78 gigawatts sont en construction dans 15 pays, parmi les niveaux les plus élevés depuis trente ans¹. La répartition, cependant, révèle ce que la moyenne masque : environ la moitié de cette capacité se concentre dans un seul pays. La Chine construit plus de 38 réacteurs, soit environ 39 gigawatts, plus que le reste du monde réuni, et occupe la première place des mises en chantier depuis 18 années consécutives².

Le rythme est ce qui impressionne. En avril 2025, le Conseil d’État a approuvé dix nouveaux réacteurs répartis sur cinq sites, quatrième année consécutive à au moins dix autorisations ; 46 réacteurs ont été validés entre 2019 et 2024³. Aucun autre pays n’a approuvé de réacteurs ne serait-ce qu’à la moitié de ce rythme sur la dernière décennie. La France a bâti son parc lors d’un sprint historique dans les années 1970 et 1980 ; la Chine a industrialisé ce sprint en un programme permanent, avec des conceptions standardisées, des chaînes d’approvisionnement en série et des équipes qui passent d’un chantier livré au suivant.

Pourquoi le contexte a changé

Trois forces ont mis fin à l’hiver nucléaire occidental, sans que l’une d’elles soit l’opinion. Le choc gazier de 2022 a revalorisé la sécurité énergétique en une nuit et fait de chaque mégawatt pilotable domestique un atout stratégique ; des pays qui avaient voté la sortie du nucléaire ont prolongé les licences au lieu de fermer. La comptabilité carbone a atteint un point où les modèles de réseaux visant la décarbonation profonde aboutissent systématiquement à la même conclusion : seule une capacité pilotable bas-carbone rend abordable les 20 derniers pourcents de la transition. Puis la vague de demande liée à l’IA est arrivée, avec un besoin précis du produit nucléaire. L’Allemagne, qui a finalisé sa sortie en 2023 quelques semaines avant l’inversion de tendance, sert désormais de contre-exemple cité par tous les autres.

La moitié la plus discrète de la reprise concerne le parc existant. Les prolongations de durée de vie jusqu’à soixante, voire quatre-vingts ans, les augmentations de puissance extraites des anciennes turbines et l’annulation de fermetures annoncées ajoutent ensemble plus d’offre bas-carbone cette décennie que les nouveaux chantiers, pour une fraction du coût. Un réacteur amorti produit parmi l’électricité la moins chère au monde ; les meilleures performances économiques du secteur datent d’il y a des décennies et n’attendaient qu’une autorisation pour continuer à tourner.

Ce que l’Occident a livré, et à quel prix

Le tableau de bord occidental affiche enfin des mises en service, et elles apportent leur propre leçon. Les unités 3 et 4 de Vogtle, premiers nouveaux réacteurs américains d’une génération, sont entrées en service en 2023 et 2024 après des années de retards et un budget à peu près doublé⁴. Le Flamanville-3 français, lancé en 2007, a été raccordé au réseau fin 2024 et n’a atteint sa pleine puissance que le 14 décembre 2025, avec plus de dix ans de retard⁵. Les deux projets prouvent le même constat : l’Occident sait encore construire des réacteurs, mais il a perdu la maîtrise des délais, car des projets de première de série avec des chaînes d’approvisionnement froides et des compétences dispersées doivent tout réapprendre aux frais du client.

L’écart avec la Chine n’est pas une question de physique, mais de répétition. Les chantiers chinois reposent sur quelques modèles, commandés en continu, avec des usines de composants et des équipes qui ne sont jamais démobilisées. Les programmes occidentaux ont construit une cathédrale par génération et payé le prix de la cathédrale. La conclusion politique s’est imposée de part et d’autre de l’Atlantique : les plans misent désormais sur des flottes d’unités identiques, et le test de la reprise sera de savoir si le deuxième exemplaire occidental d’un modèle coûte sensiblement moins cher que le premier.

Le client a changé

Ce qui a débloqué le financement occidental n’est pas la politique climatique, mais un nouvel acheteur. Le déploiement des centres de données pour l’IA est arrivé avec une demande de puissance pilotable, à l’échelle du gigawatt, garantie carbone, en contrats uniques, et dispose des moyens financiers. Les hyperscalers ont garanti la relance de réacteurs fermés, signé des contrats d’achat d’électricité pluri-décennaux et alimenté les carnets de commandes des développeurs de petits réacteurs modulaires. Selon les projections de l’AIE pour la seule alimentation des centres de données, le nucléaire ajoutera environ 175 térawattheures de production d’ici 2035⁶. Pour la première fois depuis les années 1970, le nucléaire a un client qui veut le produit plus qu’il ne craint la une.

La relance par redémarrage est l’opération emblématique. Un réacteur arrêté a déjà absorbé l’essentiel de son capital, il est licencié et raccordé ; un acheteur qui garantit vingt ans d’achat transforme ce passif en actif sans nouveau béton. Les facteurs économiques qui ont fermé ces centrales (gaz bon marché et demande stagnante) se sont inversés en trois ans, ce qui en dit plus sur la rapidité du retournement de la demande que sur le nucléaire lui-même.

Le programme chinois se lit mieux pour lui-même que comme miroir des inquiétudes occidentales. Le nucléaire représente une part modeste de la production chinoise, dans un système encore dominé par le charbon et de plus en plus par le solaire ; le parc nucléaire sert de base pilotable sur les côtes, là où se trouvent les centres de consommation et non les mines de charbon. Le rythme de dix par an existe parce que le nucléaire est en concurrence dans un système de planification qui valorise directement la sécurité énergétique et la qualité de l’air, et parce que chaque cycle d’approbation renforce un produit d’exportation : le Hualong One est déjà le réacteur que la Chine vend à l’étranger, avec le parc domestique comme référence et sa propre courbe de coûts. Le sprint relève autant de la stratégie industrielle que de la politique électrique.

Le combustible et les fournisseurs

Deux chaînes d’approvisionnement structurent la carte des chantiers. Combustible : l’enrichissement reste concentré entre quelques acteurs, la Russie détenant une part telle que les électriciens occidentaux ont passé les années depuis 2022 à s’en détourner et à relancer la capacité d’enrichissement nationale. Fournisseurs : l’exportation s’est concentrée autour de la Russie et de la Chine pour la plupart des programmes du monde en développement, avec KEPCO (Corée) comme exception alignée sur l’Occident et livrant dans les délais, tandis que les fournisseurs occidentaux n’opèrent principalement que là où la politique écarte les deux autres. Exporter un réacteur, c’est s’engager pour soixante ans (combustible, formation, pièces détachées, financement inclus), raison pour laquelle les États y voient un instrument de politique étrangère doté d’une turbine.

La comparaison avec les renouvelables a sa place ici aussi. Solaire, éolien et batteries ont gagné la guerre des prix pour l’énergie de masse, et rien dans la reprise nucléaire ne l’inverse. Le nucléaire vend un autre produit : une capacité présente lors de la semaine sans vent de janvier, sur quelques hectares au lieu de plusieurs communes, via un raccordement déjà fiable pour le réseau. Les systèmes apprennent à valoriser ces attributs séparément, et là où c’est le cas, les deux technologies deviennent complémentaires. Là où seuls les kilowattheures sont rémunérés, le nouveau nucléaire reste hors marché, ce qui explique pourquoi chaque projet occidental de la décennie a nécessité soit la garantie de l’État, soit celle d’un hyperscaler.

Ce qui pourrait encore l’arrêter

Les contraintes de la reprise sont les plus prosaïques. La main-d’œuvre qualifiée se dispute entre les usines de semi-conducteurs et les chantiers de réseaux pour les mêmes soudeurs et électriciens. Les grosses pièces forgées et composants de turbines s’insèrent dans des files d’attente de plusieurs années. Les régulateurs occidentaux doivent instruire de nouveaux modèles à un rythme pour lequel ils n’ont jamais été dimensionnés, et l’économie des petits réacteurs modulaires reste à démontrer tant qu’une flotte d’unités identiques n’a pas validé l’hypothèse industrielle. Aucun de ces points n’est un argument du vieux débat nucléaire ; tous sont des risques de calendrier dans le nouveau, et c’est le calendrier que les projets occidentaux de la décennie passée ont échoué à tenir.

Il existe aussi une asymétrie : si le système électrique des années 2030 mise davantage sur le nucléaire, et que la moitié de la capacité mondiale de construction de réacteurs est chinoise, l’essentiel du reste étant russe, alors la technologie que l’Occident réadopte pour sa sécurité énergétique repose sur une base industrielle largement détenue par ses rivaux stratégiques. La reprise réduit une dépendance, au gaz, mais en élargit une autre, envers les seules chaînes d’approvisionnement encore compétentes sur ce produit.

Variables à suivre

Sur la sécurité, le débat a changé de terrain. L’expérience d’exploitation s’est allongée sans accident majeur depuis 2011, les modèles en chantier intègrent des systèmes de sûreté passive absents des générations précédentes, et la comparaison réelle des planificateurs de réseaux n’oppose pas le nucléaire à la perfection, mais au bilan air-climat de la centrale fossile qui tournerait sinon. Cette perspective, plus que tout plaidoyer, a fait évoluer l’opinion publique dans la plupart des pays sondés sur la décennie.

Quatre indicateurs. Le nombre d’approbations chinoises pour 2026, car la poursuite de la série est le meilleur indicateur de la trajectoire mondiale³. Le premier SMR occidental effectivement en production, car l’économie du modèle reste à prouver. Le coût livré des prochains AP1000 et EPR par rapport à leurs prédécesseurs, car l’apprentissage en série est tout le pari occidental. Et la part des nouveaux centres de données signant des contrats d’achat nucléaire⁶, car ce flux contractuel distingue une renaissance nucléaire d’une décennie de maquettes. Cette fois, le béton est réel ; ce que la décennie tranchera, c’est de qui il sera, à quel prix, et sur quel calendrier.