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La Pologne a commandé les réacteurs de sa première centrale nucléaire à Westinghouse, l’Ukraine prépare le dossier des siens, et ce modèle-là fournit déjà de l’électricité en Chine. En France, rien n’est signé. EDF attend l’audit de l’État et le feu vert de Bruxelles pour lancer ses six réacteurs, dont le devis a bondi de 40 % en trois ans, à 72,8 milliards d’euros. Le petit réacteur qui devait tout simplifier est reparti de zéro. Quatre arbitrages tomberont d’ici à la fin de l’année. Le constructeur américain, lui, achève la préparation réglementaire de ses tranches polonaises.
Le chiffre qu’EDF a posé sur la table
EDF a arrêté en décembre 2025 un devis prévisionnel de 72,8 milliards d’euros pour la construction des six premiers EPR2. Le montant est exprimé en euros de 2020, ce qui revient à neutraliser l’inflation pour comparer les estimations successives entre elles. L’électricien avait annoncé 51,7 milliards en 2022. Entre les deux, la Cour des comptes a relevé une estimation intermédiaire de 67,4 milliards. Environ 40 % d’écart en trois ans.
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Rapporté à la tranche, le devis atteint 12,1 milliards d’euros par réacteur. Westinghouse et ses relais chiffrent l’AP1000 en dollars par kilowatt installé, une unité qui rapporte le coût du chantier à la puissance de la machine. Les documents français n’emploient pas cette mesure, et aucune comparaison directe entre les deux offres ne peut donc être établie sur pièces à ce jour.
EDF présente ce montant comme une estimation prévisionnelle, encore soumise à l’audit de la Délégation interministérielle au nouveau nucléaire et à un arbitrage sur le montage financier. Le devis n’a pas été arrêté définitivement, pas plus que le mode de financement qui doit l’accompagner.
Le gouvernement et l’électricien visent toujours une décision finale d’investissement à la fin de 2026. Elle dépend de l’audit en cours et de l’accord de la Commission européenne, qui doit vérifier que le soutien public prévu respecte les règles européennes sur les aides d’État. Les six réacteurs doivent être construits par paires à Penly, Gravelines et Bugey, deux tranches par site, avec des équipes appelées à passer de l’un à l’autre. Aucun réacteur neuf n’a été livré en France sans déboires majeurs depuis des décennies. Vingt AP1000 sont en service ou en chantier dans le monde.
Un prix français que nul ne peut encore comparer
Le schéma discuté entre EDF et l’État repose sur un prêt public à taux réduit, dit bonifié, couvrant une part majeure de l’investissement. S’y ajoute un contrat de quarante ans du type contrat pour différence, mécanisme par lequel l’État garantit à l’exploitant un prix de vente de l’électricité, comble l’écart quand le marché passe en dessous et récupère la différence quand il passe au-dessus. Plusieurs analyses publiées depuis l’annonce du devis situent le coût économique réel de cette électricité sensiblement au-dessus du prix d’équilibre affiché politiquement, une fois pris en compte l’effet de ce soutien public. Le prix annoncé au consommateur ne sera pas le prix payé par la collectivité.
La Cour des comptes juge peu crédible une mise en service avant 2038. Douze ans sépareraient alors la décision d’investissement attendue de la première production d’électricité, dans l’hypothèse la plus favorable. Les quatre AP1000 chinois produisent déjà.
EDF a redessiné l’EPR2 pour le rendre plus simple à construire que l’EPR d’origine, sans abaisser le niveau de sûreté attendu d’un réacteur de génération III+, la catégorie la plus récente des grands réacteurs à eau pressurisée. Enceinte simplifiée, circuits révisés, conception pensée dès l’origine pour la fabrication en série. Aucune tranche EPR2 n’a encore vu couler son premier béton.
La Cour des comptes évalue le coût total du chantier de Flamanville à 23,7 milliards d’euros, contre 3,3 milliards à l’origine. Douze ans ont séparé le raccordement promis de la connexion effective au réseau, intervenue fin 2024. Sept fois le budget, une génération d’ingénieurs. EDF fonde aujourd’hui l’économie de l’EPR2 sur l’hypothèse que la série corrigera les défauts constatés en Normandie, et aucun chantier français ne permet de la vérifier.
Westinghouse vend, EDF délibère
Six réacteurs AP1000 fonctionnent aujourd’hui, deux aux États-Unis et quatre en Chine. Quatorze autres sont en construction, selon les chiffres communiqués par Westinghouse et repris par la presse spécialisée. Le constructeur américain connaît donc les délais de fabrication de ses grosses pièces et le comportement de sa machine en fonctionnement.
En Pologne, le gouvernement a confirmé le choix de l’AP1000 pour la première centrale nucléaire du pays, puis signé en 2025 et 2026 un accord de développement avec le consortium formé par Westinghouse et l’ingénieriste américain Bechtel. L’EXIM Bank, la banque publique qui finance les exportations américaines, a engagé un soutien au projet.
Autour du site de Khmelnytskyi, en Ukraine, la procédure d’autorisation a progressé. Energoatom, l’opérateur nucléaire national, et Westinghouse y préparent le dossier technique et réglementaire de nouveaux réacteurs. Le pays est en guerre depuis 2022.
Un électricien européen qui commande aujourd’hui une tranche de forte puissance trouve devant lui un réacteur autorisé par plusieurs autorités de sûreté nationales, déjà construit sur deux continents, et une banque publique américaine prête à l’accompagner. L’offre française attend sa décision d’investissement, et le petit réacteur d’EDF sa conception détaillée.
Vogtle, sept ans de retard et une faillite
Le chantier de Vogtle, en Géorgie, a accumulé environ sept ans de retard et de très lourds surcoûts. Westinghouse a déposé son bilan en 2017, la dérive de ce chantier ayant pesé de façon centrale dans la faillite. L’entreprise a depuis changé d’actionnaires.
Deux tranches livrées aux États-Unis, à ce prix, n’ont démontré à aucun acheteur qu’un réacteur de 1 100 mégawatts se construit en Occident dans les délais annoncés. Flamanville a pris douze ans de retard, Vogtle sept, et les deux réacteurs étaient les premiers de leur modèle.
Une étude du Massachusetts Institute of Technology, relayée en France par la Société française d’énergie nucléaire, évalue le coût des prochaines unités AP1000 autour de 4 300 dollars par kilowatt installé, et à environ 2 900 dollars par kilowatt pour une dixième unité. Vogtle s’est situé très au-dessus de ces niveaux. La baisse tient à des causes identifiées : les études d’ingénierie sont payées une fois pour toutes les tranches, les ouvriers et les soudeurs travaillent plus vite au deuxième chantier qu’au premier, et les fournisseurs amortissent leurs outillages sur plusieurs commandes.
Ces montants relèvent d’une projection construite sur une hypothèse de montée en cadence. Aucun chantier occidental livré dans les délais ne les valide à ce jour. La réserve qui s’applique aux 72,8 milliards d’euros d’EDF vaut donc aussi pour les 2 900 dollars par kilowatt de Westinghouse. Les deux industriels vendent la même promesse d’effet de série, et aucun ne l’a encore tenue en Europe ou en Amérique du Nord.
Westinghouse a néanmoins fait autoriser sa machine par plusieurs autorités de sûreté nationales, l’a construite aux États-Unis comme en Chine, et l’a vendue en Europe avec le financement d’une banque publique de son pays.
Nuward a recommencé sa copie
Les industriels du secteur promettent aux petits réacteurs modulaires une puissance réduite, une fabrication en usine plutôt que sur site, des montants d’investissement compatibles avec les moyens d’une entreprise privée et une fourniture de chaleur aux sites industriels. Aucune de ces promesses ne concerne les usages visés par les six EPR2, dimensionnés pour remplacer les centrales du parc électrique national.
EDF a mis en pause en 2024 le design initial de Nuward, son projet de petit réacteur, puis décidé une refonte autour de technologies jugées plus éprouvées. L’électricien a estimé la version précédente trop complexe à fabriquer en série dans des conditions acceptables de risque et de coût. Le concept d’origine reposait notamment sur des générateurs de vapeur compacts, un équipement peu répandu à cette échelle.
TechnicAtome a quitté le consortium fin 2024. Le concepteur des chaufferies nucléaires des sous-marins et du porte-avions français figurait parmi les partenaires industriels de référence du projet.
Depuis janvier 2025, Nuward suit un calendrier de reconception nettement plus prudent. Phase conceptuelle sur 2025-2026. Conception détaillée sur 2026-2029. Mise en service envisagée dans les années 2030, sans date ferme.
Six années de travaux d’ingénierie séparent aujourd’hui le projet français de son premier béton. L’arbitrage attendu à la fin de 2026 sur les six EPR2 se prendra donc avant même que Nuward ait achevé ses plans détaillés.
Naarea liquidée, Newcleo écarté
Le programme France 2030 consacre un milliard d’euros aux « réacteurs nucléaires innovants ». Nuward en reçoit 300 millions, versés progressivement, selon des éléments publics apparus en 2026 dans le débat sur les aides au nouveau nucléaire. Cette enveloppe finance des études, quand les 72,8 milliards du programme EPR2 couvrent la construction de six réacteurs. Les deux montants ne mesurent pas la même chose, et l’écart indique surtout où l’État a placé son engagement principal.
Jimmy, Calogena, Otrera, Hexana et Newcleo se partagent, avec quelques autres, le reste de la dotation. Leurs technologies diffèrent radicalement, du réacteur refroidi au gaz à celui qui produit son propre combustible en fonctionnant. Aucune de ces sociétés n’exploite de réacteur.
Naarea, qui développait un réacteur dont le combustible circule dissous dans un sel liquide, a été liquidée en 2026. Newcleo n’a pas poursuivi le parcours espéré dans la phase suivante de France 2030. D’autres entreprises cherchent encore leur autorisation et leur site d’implantation.
Aux États-Unis, NuScale poursuit ses développements industriels, notamment sur la fourniture de vapeur aux usines, et affiche des pertes importantes. Son projet phare dans l’Idaho a été abandonné faute de clients suffisants. Westinghouse achevait au même moment ses deux tranches de Vogtle.
Réduire la puissance d’un réacteur ne raccourcit pas l’examen mené par l’autorité de sûreté et n’accélère pas la certification des entreprises autorisées à fournir des pièces nucléaires. L’année 2026 a retiré deux noms de la liste des candidats français.
Trois paris, trois façons de se tromper
Les trois familles n’occupent pas le même âge industriel et n’exposent pas leurs porteurs aux mêmes risques. Les placer sur une échelle unique produit des contresens.
EDF porte le risque du très grand projet public. Un devis de 72,8 milliards d’euros pour six tranches, une première production attendue autour de 2038, un financement suspendu à un prêt d’État à taux réduit et à un contrat de quarante ans. S’y ajoute la reconstitution de compétences de soudage et de forge lourde que Flamanville a montrées défaillantes.
Westinghouse porte un risque plus classique de répétition. Sa machine fonctionne et obtient ses autorisations, mais son avantage économique dépend de l’enchaînement des chantiers et de la solidité de ses fournisseurs. Vogtle a coûté sept ans de retard et un dépôt de bilan.
Les porteurs de petits réacteurs, eux, reportent le risque vers l’aval. Leur promesse de fabrication en série devra se traduire en usines et en autorisations de sûreté avant toute commande ferme. Naarea a été liquidée avant d’avoir franchi la première de ces étapes.
À l’été 2026, l’AP1000 est le réacteur occidental de forte puissance le plus avancé commercialement, avec six unités en service et quatorze en construction. L’EPR2 engage la plus lourde dépense du secteur énergétique français sans qu’un seul exemplaire ait été construit. Les petits réacteurs n’ont produit ni prototype raccordé au réseau ni commande ferme.
Quatre arbitrages datés trancheront la part française de cette équation d’ici à la fin de l’année. Le montant et le taux du prêt public consenti à EDF. La durée et le prix garanti du contrat de quarante ans. La répartition du surcoût éventuel entre l’État et l’exploitant. La décision de la Commission européenne sur la conformité du montage aux règles sur les aides d’État. Les conclusions de l’audit conduit par la Délégation interministérielle au nouveau nucléaire constituent le prochain document attendu. Westinghouse, pendant ce temps, achève la préparation réglementaire de ses tranches polonaises.
