Nucléaire : avantages et inconvénients, coûts, sûreté et déchets

Aucune source d’énergie ne divise autant que le nucléaire. Ses partisans mettent en avant des émissions quasi nulles, une emprise au sol minuscule et une production jour et nuit. Ses détracteurs pointent les dérapages de coûts, le risque d’accident et des déchets à très longue durée de vie. Chaque camp a des faits pour lui, et la bonne réponse change d’un pays à l’autre. Voici les données sur le climat, la sûreté, les déchets, les coûts, les délais et l’intégration au réseau, pour que vous puissiez vous faire votre propre idée.

Le nucléaire dans le mix mondial

Les centrales nucléaires ont produit environ 2 810 TWh en 2025, soit près de 8,8 % de l’électricité mondiale (Ember / Our World in Data). Cette part atteignait 16 à 17 % en 2000. La production ne s’est pas effondrée (elle stagne entre 2 500 et 2 800 TWh depuis vingt ans) : c’est la demande totale qui a augmenté, alors que peu de réacteurs ont été construits hors de Chine. Quelque 410 à 440 réacteurs fonctionnent dans une trentaine de pays (AIEA, PRIS), et 60 à 70 environ sont en construction, dont près de la moitié en Chine.

Données : Ember / Our World in Data, dernière année disponible. Retrouvez chaque pays sur les fiches pays et l’emplacement des réacteurs sur la carte des centrales électriques.

Atout : des émissions très faibles sur le cycle de vie

Une analyse de cycle de vie comptabilise l’extraction de l’uranium, l’enrichissement, la construction, l’exploitation, le démantèlement et la gestion des déchets.

Source : GIEC, AR5, annexe III ; l’UNECE (2021) trouve 5,1 à 6,4 g CO₂e/kWh pour le nucléaire. Le réseau français, composé à environ 70 % de nucléaire complété par l’hydraulique et les renouvelables, affiche une intensité carbone d’à peu près un dixième de la moyenne mondiale. Voir L’intensité carbone de l’électricité.

Atout : une production pilotable, dense et peu gourmande en espace

• Facteur de charge. Un réacteur tourne en général 80 à 93 % des heures de l’année, et le parc américain dépasse 90 % en moyenne. Le solaire plafonne à 10–25 %, l’éolien à 25–50 %.
• Emprise au sol. Rares sont les sources qui occupent moins de terrain par unité d’énergie. L’UNECE l’évalue à environ 0,3 à 1 m² par MWh/an sur le cycle de vie, dix fois moins que le solaire au sol.
• Sécurité d’approvisionnement. Le combustible est compact, et les centrales en gardent un à deux ans de réserve sur site. L’uranium vient de nombreux pays (Kazakhstan, Canada, Australie, Namibie). L’enrichissement et la fabrication du combustible sont plus concentrés, et la Russie détient une grosse part des capacités mondiales d’enrichissement.
• Services au réseau. Les grandes turbines en rotation apportent de l’inertie et contribuent au maintien de la tension.

Inconvénient : le coût et le risque de chantier

Dans la plupart des pays occidentaux, c’est l’argument le plus solide contre les nouvelles centrales. Les projets européens et américains récents :

À l’inverse, les chantiers coréens d’APR-1400 (dont Barakah aux Émirats arabes unis), le Hualong One chinois et les programmes historiques français et japonais ont coûté bien moins cher, avec en général 5 à 8 ans par réacteur. La plupart des analystes en tirent la même leçon : le nucléaire devient abordable grâce à la construction en série d’un modèle standardisé, avec des équipes qui restent en place et une réglementation stable.

Coût actualisé

Le chantier dure des années avant le premier euro de recettes : le nucléaire est donc extrêmement sensible au coût du capital. Prenons une centrale à 9 000 $/kW, avec un facteur de charge de 90 % et une durée de vie de 60 ans :

• Avec un CMPC (WACC) réel de 4 % : CRF ≈ 0,044 → capital ≈ 50 $/MWh ; avec l’exploitation-maintenance et le combustible (~25–30 $/MWh) → ~75–80 $/MWh.
• Avec un CMPC de 9 % : CRF ≈ 0,091 → capital ≈ 104 $/MWh → ~130–135 $/MWh.

L’analyse 2025 de Lazard situe le nouveau nucléaire américain sans subvention entre 140 et 220 $/MWh environ, contre 40 à 80 $/MWh pour le solaire au sol et l’éolien terrestre (hors coûts de sécurisation de l’approvisionnement). Des montages financiers comme les prêts publics ou le modèle de base d’actifs régulée peuvent diviser par deux le coût du capital. Testez vos propres hypothèses avec le calculateur de LCOE.

Le parc existant, c’est une autre histoire. Une fois construits, les réacteurs produisent à environ 30 à 45 $/MWh. Prolonger leur autorisation d’exploitation à 60 ou 80 ans figure en général parmi les moyens les moins chers d’obtenir de l’électricité bas carbone.

Inconvénient ou contexte : sûreté et accidents

L’image du nucléaire dans l’opinion repose sur trois accidents :

• Three Mile Island (1979, États-Unis) : fusion partielle du cœur ; aucun décès imputable.
• Tchernobyl (1986, URSS) : explosion et incendie du réacteur ; environ 30 morts aiguës et, selon les estimations de l’OMS et de l’UNSCEAR (très incertaines), plusieurs milliers de décès par cancer à terme ; une zone d’exclusion de 2 600 km².
• Fukushima Daiichi (2011, Japon) : fusions de cœurs après le tsunami qui a tué environ 18 000 personnes ; un décès attribué aux radiations confirmé par les autorités japonaises ; plus de 2 000 morts imputées au stress et aux bouleversements de l’évacuation.

Rapporté à l’énergie produite, le bilan global est très bon :

Source : Our World in Data, d’après Markandya & Wilkinson (2007) et Sovacool et al. (2016). Ces chiffres ne tiennent compte ni des dégâts économiques, ni des déplacements de population, ni du poids psychologique d’un risque rare mais catastrophique. Ces coûts existent bel et bien, et chaque société les pèse à sa façon.

Inconvénient ou contexte : les déchets radioactifs

Un réacteur de 1 GW produit environ 20 à 30 tonnes de combustible usé par an. Les déchets de haute activité restent intensément radioactifs pendant des siècles et dangereux pendant des dizaines de milliers d’années, mais ils sont solides, compacts et suivis à la trace. Les options :

• Entreposage intermédiaire en piscine, puis en conteneurs à sec. Une solution sûre pendant des décennies, avec un historique solide.
• Retraitement (France, Russie, Japon) : on récupère l’uranium et le plutonium pour fabriquer du combustible MOX, ce qui réduit le volume de déchets de haute activité.
• Stockage géologique profond : Onkalo, en Finlande, creusé à environ 430 m de profondeur dans le granite, est le premier ; le site suédois de Forsmark est autorisé ; Cigéo, en France, est en cours d’instruction.

La vraie difficulté est politique et sociale plutôt que technique : trouver des territoires prêts à accueillir un site de stockage.

Inconvénient : délais et flexibilité

Entre la décision et la mise en service, un nouveau réacteur demande en général 10 à 15 ans dans les pays occidentaux (5 à 8 en Chine et en Corée). Un parc éolien ou solaire se planifie et se construit en 1 à 5 ans. Pour les objectifs de 2030, le nucléaire contribuera surtout par la prolongation et le redémarrage de réacteurs existants. Les réacteurs savent suivre la charge (les français ajustent leur production chaque jour), mais avec des coûts fixes aussi lourds, chaque heure passée sous la pleine puissance renchérit le MWh.

Petits réacteurs modulaires et conceptions avancées

Les SMR (jusqu’à ~300 MW environ) cherchent à baisser les coûts grâce à la fabrication en usine, à l’assemblage modulaire et à une sûreté passive simplifiée. Où en est-on en 2026 ?

• Linglong One (ACP100, 125 MW), à Hainan en Chine, est en construction depuis 2021 et approche de la mise en service.
• Ontario Power Generation construit un BWRX-300 de GE-Hitachi à Darlington, au Canada, avec une première production visée vers 2030.
• NuScale a obtenu l’approbation de sa conception aux États-Unis, mais son premier projet (UAMPS, Idaho) a été abandonné en 2023 quand le coût estimé de l’électricité est monté à environ 89 $/MWh, subventions déduites.
• Des conceptions avancées (refroidies au sodium, à sels fondus, à gaz haute température) sont en démonstration, et des entreprises technologiques ont signé des contrats d’achat d’électricité portant sur la future production de SMR pour alimenter des centres de données.

Les SMR n’atteindront les coûts promis qu’avec des carnets de commandes assez remplis pour que l’effet d’apprentissage joue, et hors de Chine, ce n’est pas encore le cas.

Prolongations, augmentations de puissance et redémarrages

Les mégawattheures bas carbone les moins chers que le nucléaire puisse offrir viennent en général des centrales qui existent déjà, par trois voies principales :

• Prolongation des autorisations. La plupart des réacteurs américains avaient au départ une licence de 40 ans ; presque tous ont obtenu un renouvellement de 20 ans, et un nombre croissant est autorisé à fonctionner jusqu’à 80 ans. La France étudie l’exploitation de ses réacteurs de 900 MW au-delà de 50 et 60 ans. Selon l’AIE, prolonger un réacteur coûte en général une fraction du prix d’une capacité neuve par MWh, et soutient souvent la comparaison avec l’éolien et le solaire neufs une fois comptés les coûts de réseau et de sécurisation de l’approvisionnement.
• Augmentations de puissance. Moderniser turbines, générateurs de vapeur et contrôle-commande peut ajouter 5 à 20 % de puissance sur un site existant. Aux États-Unis, ces opérations ont ajouté depuis les années 1970 l’équivalent de plusieurs grands réacteurs.
• Redémarrages. La centrale de Palisades, dans le Michigan, fermée en 2022, se prépare à reprendre du service avec l’appui d’un prêt fédéral, et Constellation prévoit de redémarrer la tranche 1 de Three Mile Island (rebaptisée Crane Clean Energy Center) dans le cadre d’un contrat d’achat d’électricité de 20 ans avec Microsoft. Le Japon a progressivement relancé une partie du parc arrêté après Fukushima, une fois les nouveaux examens de sûreté terminés.

À l’inverse, les fermetures anticipées font en général monter les émissions à court terme. Les études sur la sortie du nucléaire allemande (par exemple Jarvis, Deschenes et Jha, Journal of the European Economic Association, 2022) concluent que la production nucléaire perdue a été remplacée en grande partie par du charbon dans les années 2010, avec des coûts importants liés au surcroît de pollution de l’air. La croissance ultérieure de l’éolien et du solaire a depuis nettement réduit la production au charbon.

Ce que décident les pays

• Développement : Chine, Inde, Russie, Corée du Sud, Émirats arabes unis, Pologne (première centrale en projet), Tchéquie, France (six réacteurs EPR2), Royaume-Uni, États-Unis (redémarrages et augmentations de puissance), Japon (redémarrage de réacteurs).
• Sortie engagée ou achevée : Allemagne (achevée en 2023), Suisse (pas de nouvelles constructions, position en réexamen), Espagne (fermetures prévues de 2027 à 2035, en débat), Taïwan (dernier réacteur arrêté en 2025).
• Prolongations : la Belgique est revenue sur une partie de sa sortie du nucléaire ; les États-Unis prolongent de nombreuses licences jusqu’à 80 ans.

Ce qu’il faut retenir

Le nucléaire est bas carbone, sûr quelle que soit la mesure rapportée à l’énergie produite et extrêmement économe en surface, et maintenir les centrales existantes en service compte parmi les mesures climatiques les moins chères. Pour les nouveaux chantiers occidentaux, ses points faibles sont le coût, la durée de construction et le risque financier. Au vu des données, la sûreté et les émissions ne posent pas problème. Le nouveau nucléaire a-t-il un sens ? Tout dépend des ressources renouvelables du pays, de son modèle de financement et de sa capacité à construire une série de réacteurs plutôt que des mégaprojets isolés. Comparez les réseaux dominés par le nucléaire et ceux dominés par les renouvelables dans les classements et sur la carte mondiale de l’énergie.

Les chiffres de ce guide sont des fourchettes habituelles tirées des sources ci-dessus ; les vôtres dépendent du lieu, des prix et du matériel. Utilisez les calculateurs proposés pour une estimation propre à votre site.