Énergie nucléaire

Le nucléaire a produit environ 2 800 TWh en 2025, près de 9 % de l’électricité mondiale, ce qui en fait, après l’hydraulique, la deuxième source de production bas carbone. Les États-Unis, la Chine et la France en assurent bien plus de la moitié. Le Power Reactor Information System de l’AIEA recense environ 410 à 440 réacteurs exploitables, pour une puissance nette cumulée d’environ 375 à 400 GWe ; le décompte exact dépend de la façon de traiter les tranches japonaises à l’arrêt. Une fois construit, un réacteur est une technologie mûre et très fiable. Les difficultés sont ailleurs : le coût, le risque de chantier, la politique des déchets et la peur des accidents dans l’opinion.

Comment ça marche

Voyez une centrale nucléaire comme une centrale thermique dotée d’une source de chaleur inhabituelle. Dans le cœur, la fission nucléaire scinde des noyaux d’uranium 235 (et, à mesure que le combustible s’use, de plutonium 239) après qu’ils ont absorbé un neutron lent. Chaque fission libère environ 200 MeV, surtout sous forme d’énergie cinétique des fragments, qui devient de la chaleur dans le combustible, ainsi que deux ou trois nouveaux neutrons. Un modérateur (eau ordinaire, eau lourde ou graphite) ralentit ces neutrons pour entretenir la réaction en chaîne. Les barres de commande et le bore dissous absorbent des neutrons pour maintenir la réaction exactement critique.

Un caloporteur évacue la chaleur du cœur et produit de la vapeur, qui entraîne une turbine. Un condenseur rejette ensuite la chaleur restante vers un fleuve, la mer ou une tour de refroidissement. Comme les réacteurs à eau légère fonctionnent avec des conditions de vapeur modestes (environ 280–330 °C), leur rendement thermique est inférieur à celui d’une centrale moderne au charbon ou au gaz :

Ce qui distingue vraiment le nucléaire, c’est l’énergie concentrée dans son combustible. Un kilogramme d’uranium faiblement enrichi brûlé jusqu’à 50 GWj/t libère environ 4 millions de MJ de chaleur, contre environ 25 à 30 MJ pour un kilogramme de houille. Le calculateur de contenu énergétique des combustibles montre l’écart avec les combustibles fossiles.

Le cycle du combustible

L’uranium naturel contient 0,7 % d’U-235. La plupart des réacteurs ont besoin d’uranium enrichi à 3–5 % d’U-235 par centrifugation gazeuse. Certains modèles avancés exigent du HALEU enrichi jusqu’à 20 %, un combustible que la Russie dominait jusqu’à récemment. La chaîne va de l’extraction et du traitement du minerai à la conversion en UF₆, puis à l’enrichissement, à la fabrication du combustible, à l’irradiation pendant 4 à 6 ans jusqu’à un taux de combustion d’environ 45 à 60 GWj/t, et enfin à l’entreposage du combustible usé. La France, la Russie et le Japon retraitent une partie de leur combustible usé pour récupérer du plutonium destiné au MOX. La plupart des pays, dont les États-Unis, pratiquent un cycle ouvert.

Types de réacteurs

Les réacteurs à eau pressurisée maintiennent l’eau primaire à environ 15,5 MPa pour l’empêcher de bouillir. Ils transmettent la chaleur, via des générateurs de vapeur, à une boucle secondaire séparée. Ils dominent parce que leur conception vient de la propulsion navale et qu’ils ont le plus long historique d’autorisation. Les réacteurs à eau bouillante simplifient l’installation en faisant bouillir l’eau dans le cœur et en envoyant directement cette vapeur à la turbine. Les PHWR de type CANDU utilisent l’eau lourde comme modérateur : ils peuvent ainsi brûler de l’uranium naturel et être rechargés en marche. Le Canada, l’Inde et la Roumanie (Cernavodă) les ont choisis précisément pour cela.

Les AGR britanniques atteignent des températures de vapeur plus élevées grâce au caloporteur CO₂, mais la fissuration du graphite les fait fermer d’ici la fin des années 2020. Les réacteurs RBMK, le modèle de Tchernobyl, ont un coefficient de vide positif à faible puissance, que les modifications apportées après 1986 ont réduit. La Russie remplace les tranches encore en service. Les réacteurs à neutrons rapides fonctionnent sans modérateur et peuvent produire du plutonium fissile à partir d’U-238, ce qui utilise l’uranium bien plus complètement. Le BN-800 russe est le plus grand en service, et la Chine construit des CFR-600.

Les petits réacteurs modulaires

Les SMR sont des réacteurs d’une puissance allant jusqu’à environ 300 MWe, qui visent à déplacer la construction du chantier vers l’usine. Au lieu de quelques mégaprojets géants, le pari porte sur de nombreuses unités reproductibles. Parmi les exemples en service : la centrale flottante russe Akademik Lomonossov (2 × 35 MWe, depuis 2020) et le démonstrateur chinois HTR-PM à haute température refroidi au gaz (exploitation commerciale fin 2023). Le BWRX-300 de Darlington, en Ontario, et l’ACP100 chinois (Linglong One) sont en construction. Le projet NuScale-UAMPS dans l’Idaho a été abandonné en 2023 après que le prix estimé de son électricité est monté à environ 89 $/MWh, même après subventions. Petit ne veut pas forcément dire bon marché.

Rendement et facteur de charge

Une centrale nucléaire ne transforme qu’un tiers de sa chaleur en électricité, mais elle ne s’arrête presque jamais. Les arrêts pour rechargement, tous les 18 à 24 mois, durent quelques semaines. Le parc américain affiche un facteur de charge d’environ 90 à 93 % chaque année depuis deux décennies (EIA), le plus élevé de toutes les technologies. La moyenne mondiale est plus proche de 80 %. La France fait volontairement fonctionner ses réacteurs en suivi de charge, et son parc a subi en 2022 une crise d’arrêts liés à la corrosion sous contrainte qui a ramené la production à son plus bas niveau depuis 30 ans. Beaucoup de centrales ont aussi gagné 5 à 20 % de production grâce à des augmentations de puissance. Vous pouvez comparer ces chiffres avec l’éolien et le solaire dans le calculateur de facteur de charge.

Coûts

L’économie du nucléaire se résume au coût d’investissement et au financement. Le combustible ne représente qu’environ 10 à 20 % du coût de production, et les flambées du prix de l’uranium bougent à peine le coût de l’électricité. Les estimations publiées divergent fortement :

• IEA/NEA Projected Costs of Generating Electricity 2020 : LCOE médian du nucléaire neuf d’environ 69 $/MWh à un taux d’actualisation de 7 %. Les coûts montent fortement à 10 % et tombent vers 40 $/MWh à 3 %. L’exploitation prolongée de réacteurs existants après rénovation revient à environ 30 à 50 $/MWh, parmi l’électricité bas carbone la moins chère disponible.
• Lazard LCOE+ 2024 (États-Unis, sans subvention) : 142–222 $/MWh, calé sur les coûts réels de Vogtle.
• Le NREL ATB et l’EIA AEO se situent entre les deux, avec des coûts overnight d’environ 7 000 à 9 000 $/kW pour les grands réacteurs américains.

Cet écart reflète ce qui s’est réellement passé sur les chantiers. Grands projets récents :

Les chantiers les moins chers ont quatre points communs : un programme de construction continu, un modèle standardisé, une chaîne d’approvisionnement expérimentée et une autorité de sûreté stable. La Corée du Sud et la Chine ont réuni les quatre, tout comme la France dans les années 1980. Les têtes de série construites dans des pays qui n’avaient pas bâti de réacteur depuis des décennies n’en avaient aucun. Comme une grande part du capital est immobilisée avant toute recette, le taux d’actualisation et le WACC retenus décident largement du LCOE. Le calculateur de LCOE montre directement cette sensibilité.

Terres, eau et matériaux

Le nucléaire a l’emprise au sol directe la plus faible de toutes les grandes sources, souvent moins de 1 km² par gigawatt pour la centrale elle-même. Les mines et les zones d’exclusion y ajoutent un peu. L’eau est la contrainte la plus forte. D’après l’étude du NREL (Macknick et al., 2012), les centrales équipées de tours de refroidissement consomment environ 600 à 800 gallons américains par MWh, davantage que le charbon ou le gaz à cause de leur rendement plus faible. Les centrales en circuit ouvert prélèvent des dizaines de milliers de gallons par MWh, mais en restituent la quasi-totalité, un peu plus chaude. Lors des canicules, des centrales refroidies par des fleuves en France et ailleurs ont dû réduire leur production pour respecter les limites de température de rejet.

L’intensité en matériaux par MWh est faible sur une durée de vie de 60 à 80 ans, même si les centrales utilisent beaucoup de béton et d’acier. Un réacteur à eau légère courant produit environ 20 à 30 tonnes de combustible usé par gigawatt-an. Le département de l’Énergie américain note que tout le combustible usé commercial produit aux États-Unis depuis les années 1950 tiendrait sur un seul terrain de football, sur une hauteur de moins de 10 yards. Le combustible usé est entreposé en piscine, puis en conteneurs secs. Le stockage d’Onkalo, à Olkiluoto en Finlande, est le premier site de stockage géologique profond de combustible usé sur le point d’entrer en service, suivi du site suédois de Forsmark et de Cigéo en France.

Émissions de CO2 sur le cycle de vie

Les centrales nucléaires n’émettent pas de CO₂ en fonctionnement. Leurs émissions sur le cycle de vie viennent de l’extraction minière, de l’enrichissement (aujourd’hui surtout par centrifugation, bien moins énergivore que les anciennes usines de diffusion gazeuse), de la construction et du démantèlement.

• AR5 du GIEC, groupe III, annexe III (2014) : médiane de 12 gCO2e/kWh, fourchette de 3,7 à 110.
• CEE-ONU 2021 : 5,1 à 6,4 gCO2e/kWh pour un REP européen, le plus bas de toutes les options évaluées.

Ces chiffres sont comparables à ceux de l’éolien terrestre et inférieurs à ceux du solaire. Ils représentent environ 1 à 2 % du chiffre du charbon.

Sécurité et effets sur la santé

Par unité d’électricité, le nucléaire compte parmi les sources les plus sûres. Markandya et Wilkinson (Lancet, 2007) ont estimé à environ 0,07 le nombre de décès par TWh pour le nucléaire européen, effets sur la santé des travailleurs et du public compris. La synthèse actualisée d’Our World in Data le situe à environ 0,03 décès par TWh, Tchernobyl et Fukushima compris. Le charbon atteint environ 24,6, le pétrole 18,4 et le gaz 2,8, surtout à cause de la pollution de l’air.

Les deux accidents majeurs méritent d’être replacés dans leur contexte :

• Tchernobyl (1986) : un réacteur RBMK lors d’un essai mal conduit. Une trentaine d’employés et de pompiers sont morts du syndrome d’irradiation aiguë ou de l’explosion. L’OMS et l’UNSCEAR ont projeté jusqu’à environ 4 000 décès par cancer à terme parmi les populations les plus exposées. Des estimations plus larges, fondées sur une extrapolation linéaire sans seuil, sont plus élevées et contestées. Des milliers de cancers de la thyroïde chez l’enfant ont été liés à du lait contaminé, et presque tous ont pu être soignés.
• Fukushima Daiichi (2011) : fusion de trois cœurs de REB après que le tsunami a mis hors service l’alimentation de secours. Le Japon a attribué un décès de travailleur aux rayonnements. Plus de 2 000 personnes âgées ou malades sont mortes en lien avec l’évacuation. Une réponse d’urgence mal calibrée peut faire plus de mal que les rayonnements eux-mêmes.

Les tests de résistance menés après Fukushima ont ajouté des équipements de secours mobiles, des dispositifs d’éventage filtré et des protections contre les inondations dans tous les parcs. Les modèles récents de génération III+ (AP1000, EPR, APR-1400, VVER-1200, Hualong One) ajoutent un refroidissement passif et des récupérateurs de corium.

Perspectives

La part du nucléaire dans l’électricité mondiale est passée d’environ 17 % à la fin des années 1990 à moins de 9 %. L’Allemagne a fermé ses derniers réacteurs en 2023, et beaucoup d’anciennes tranches occidentales ont fermé pour des raisons économiques. La tendance s’est en partie inversée. La Chine a une trentaine de réacteurs en construction, davantage que le reste du monde réuni, et les construit en 5 à 7 ans environ. À la COP28, plus de 20 pays se sont engagés à tripler la capacité nucléaire mondiale d’ici 2050. Les États-Unis, le Japon, les Pays-Bas, la Suède, la Pologne et la Belgique ont décidé de prolonger des réacteurs ou prévoient d’en construire de nouveaux. Des exploitants de centres de données ont signé des contrats d’achat d’électricité de long terme avec des réacteurs existants et de futurs SMR.

Ce qui freine aujourd’hui le nucléaire : le coût et les délais de construction hors de Chine, de Corée et de Russie, la chaîne d’approvisionnement en combustible HALEU pour les réacteurs avancés, et la question jamais tranchée des stockages de déchets hors de Finlande et de Suède. Dans les réseaux décarbonés riches en renouvelables variables, le nucléaire fournit une capacité bas carbone garantie et pilotable. Que cela vaille son prix dépend des solutions locales comme le stockage par batterie, les interconnexions et l’hydraulique. La page de comparaison des technologies met ces arbitrages côte à côte, et la carte des centrales électriques montre où se trouvent les réacteurs du monde.