La construction d’une centrale nucléaire représente un investissement colossal qui varie généralement entre 4 et 12 milliards d’euros pour un réacteur de nouvelle génération. Cette fourchette particulièrement large s’explique par des facteurs multiples : le modèle de réacteur choisi, le pays constructeur, l’effet de série et les aléas de chantier. Les exemples récents montrent que les coûts réels dépassent souvent largement les estimations initiales, comme l’illustre l’EPR de Flamanville dont la facture a été multipliée par sept.
Le coût moyen d’une centrale nucléaire : des ordres de grandeur à comprendre
Pour un réacteur unique de nouvelle génération
Un réacteur nucléaire moderne de type EPR ou AP1000 coûte aujourd’hui entre 4 et 12 milliards d’euros selon le contexte de construction. Cette variation considérable reflète des réalités très différentes d’un projet à l’autre.
Les professionnels du secteur utilisent généralement le coût par kilowatt installé pour comparer les projets. Ce coût se situe actuellement entre 3 400 et 4 300 euros par kW pour une centrale construite dans un pays européen sans expérience récente du modèle. Pour un réacteur de 1 000 MW, cela représente donc un investissement de base de 3,4 à 4,3 milliards d’euros.
Cette estimation correspond au coût de construction dit « overnight », c’est à dire sans tenir compte des intérêts financiers pendant les travaux. Or ces frais financiers représentent généralement 20 à 30% du coût total, selon la durée effective du chantier.
Pour un programme de plusieurs réacteurs
L’effet de série joue un rôle déterminant dans l’économie d’un projet nucléaire. Construire plusieurs réacteurs identiques permet de réduire significativement les coûts unitaires.
Le programme français EPR2 prévoit la construction de six réacteurs sur trois sites existants (Penly, Gravelines et Bugey). Le coût total est actuellement évalué à 67,4 milliards d’euros, soit environ 11,2 milliards par réacteur. Ce montant intègre les études d’ingénierie, la fabrication des équipements, la construction, les provisions pour risques et les frais de mise en service.
Si la France décidait de construire une seule tranche supplémentaire dans un parc nucléaire existant, le coût pourrait descendre à environ 3,6 milliards d’euros, démontrant l’avantage économique de la standardisation et de l’expérience accumulée.
L’exemple français : des coûts qui ont explosé
L’EPR de Flamanville, un cas d’école
L’EPR de Flamanville 3 incarne les difficultés rencontrées par la filière nucléaire française dans la construction de réacteurs de nouvelle génération. Le projet a été lancé en 2007 avec un budget initial de 3,3 milliards d’euros et une mise en service prévue pour 2012.
La réalité s’est révélée bien différente. Selon la Cour des comptes, le coût total à terminaison atteint désormais 23,7 milliards d’euros en valeur 2024, frais de financement compris. Le réacteur n’a été raccordé au réseau qu’en décembre 2024, avec douze ans de retard.
Cette multiplication par sept du budget s’explique par plusieurs facteurs concrets. Les problèmes de soudures défectueuses ont nécessité des reprises massives estimées à 1,5 milliard d’euros. Le chantier a mobilisé 1,8 fois plus de béton et 3,5 fois plus d’acier que prévu. Les normes de sûreté ont évolué en cours de construction, notamment après Fukushima, imposant près de 4 500 modifications sur le projet.
Les frais financiers intercalaires, liés aux douze années de retard, représentent à eux seuls environ 6,7 milliards d’euros, soit plus de 25% du coût total. Ces intérêts s’accumulent pendant toute la durée du chantier, puisque les investissements ne génèrent aucun revenu avant la mise en service effective.
Les nouveaux EPR2, entre espoir et prudence
Le gouvernement français a annoncé en 2022 la construction de six réacteurs EPR2, une version simplifiée et optimisée de l’EPR. L’estimation initiale s’élevait à 51,7 milliards d’euros.
Ce chiffrage a été revu à la hausse dès 2024. EDF évalue désormais le programme à 67,4 milliards d’euros en euros 2020, soit une augmentation de 30% en deux ans. Cette réévaluation s’explique principalement par deux facteurs : la progression des coûts d’ingénierie (neuf mois supplémentaires pour finaliser les plans génériques) et la flambée des coûts de construction, dans un contexte d’inflation élevée sur les matériaux et la main d’œuvre.
La Cour des comptes a émis des réserves importantes sur ce programme. Elle souligne que les plans détaillés de l’EPR2 ne sont toujours pas finalisés et que le mode de financement reste à déterminer. Les magistrats recommandent de retarder la décision finale d’investissement jusqu’à ce que ces incertitudes soient levées.
Pourquoi de tels écarts de prix : les 5 facteurs clés
La construction d’une centrale nucléaire est soumise à une multitude de variables qui expliquent les différences de coûts considérables observées entre les projets.
Le modèle de réacteur choisi influence directement le budget. Un EPR français de 1 650 MW coûte plus cher à construire qu’un AP1000 américain de 1 100 MW, en raison de sa complexité technique supérieure. Les réacteurs russes de type VVER affichent généralement des coûts inférieurs, avec des conceptions plus standardisées.
L’effet de série constitue le facteur d’économie le plus important. Le premier réacteur d’un modèle dans un pays donné supporte tous les coûts d’apprentissage, de formation des équipes et de mise au point des processus. Le cinquième ou sixième réacteur identique peut coûter 20 à 30% moins cher grâce à l’expérience accumulée et à l’optimisation des procédures.
Les normes de sûreté ont considérablement durci depuis l’accident de Fukushima en 2011. Les nouvelles centrales doivent intégrer des systèmes de protection renforcés contre les séismes, les inondations et les accidents graves. Ces exigences supplémentaires alourdissent significativement la facture mais garantissent un niveau de sécurité très élevé.
Les délais de construction impactent directement le coût final. Chaque année de retard génère des intérêts financiers sur les investissements déjà réalisés. Un chantier qui dure dix ans au lieu de cinq voit ses frais financiers doubler, pouvant ajouter plusieurs milliards d’euros au coût total.
Le contexte économique joue un rôle crucial. La période 2020-2024 a été marquée par une forte inflation sur les matériaux de construction. Le prix de l’acier, du béton et du cuivre a augmenté de 30 à 50% selon les marchés. Cette hausse explique en partie la réévaluation de 30% du programme EPR2 français entre 2022 et 2024.
Comparaison internationale : la France face aux autres pays
Les pays qui construisent moins cher
La Chine s’impose comme le constructeur le plus compétitif au monde. Le pays a mis en service plusieurs réacteurs de type EPR (Taishan 1 et 2) pour un coût estimé entre 3 et 4 milliards d’euros par unité. Ces performances s’expliquent par une main d’œuvre moins coûteuse, une chaîne d’approvisionnement locale intégrée et des délais de construction maîtrisés autour de six à sept ans.
La Corée du Sud affiche également des résultats remarquables avec ses réacteurs APR1400. Le pays construit des centrales en respectant généralement les budgets et les délais initiaux. Les quatre réacteurs de Barakah aux Émirats arabes unis, construits par la Corée, ont coûté environ 5 milliards d’euros par unité, un montant contenu malgré les contraintes d’un premier projet à l’export.
La Russie propose ses réacteurs VVER sur le marché international pour des montants compris entre 3 et 5 milliards d’euros par unité. La technologie moins complexe et l’expérience importante du constructeur Rosatom permettent de maintenir ces prix attractifs.
Les projets occidentaux en difficulté
Les pays occidentaux rencontrent des difficultés similaires à celles de la France. Le réacteur EPR d’Olkiluoto 3 en Finlande a été mis en service en 2023 avec douze ans de retard. Le coût final a atteint environ 11 milliards d’euros, soit trois fois le budget initial de 3 milliards.
Au Royaume-Uni, le projet Hinkley Point C prévoit la construction de deux EPR. La facture est passée de 30 milliards d’euros lors de l’annonce initiale à plus de 40 milliards d’euros aujourd’hui, avec un retard estimé entre deux et quatre ans. Le coût du mégawattheure garanti aux exploitants a été fixé à 120 euros en 2012, indexé sur l’inflation, ce qui le porte aujourd’hui à environ 155 euros.
Aux États-Unis, les réacteurs AP1000 de Vogtle 3 et 4 en Géorgie ont finalement été achevés en 2023 et 2024 après d’importants retards. Le coût total des deux unités dépasse 30 milliards de dollars, soit environ le double de l’estimation initiale. Ces difficultés ont conduit à l’abandon de projets similaires dans d’autres États américains.
Au-delà de la construction : les coûts cachés du nucléaire
Le coût de construction ne représente que la première phase financière d’une centrale nucléaire. L’exploitation sur plusieurs décennies génère d’autres dépenses importantes.
L’entretien et la mise aux normes constituent un poste majeur. EDF prévoit d’investir 55 milliards d’euros d’ici 2025 pour maintenir et moderniser les 56 réacteurs du parc français actuellement en fonctionnement. Ces travaux, appelés « grand carénage », visent à prolonger la durée de vie des centrales de 40 à 60 ans tout en respectant les normes de sûreté les plus récentes.
Le coût d’entretien annuel d’un réacteur est estimé entre 20 et 30 millions d’euros, incluant la maintenance préventive, les inspections réglementaires et le remplacement des équipements usés. Les visites décennales programmées, qui immobilisent le réacteur plusieurs mois, représentent à elles seules plusieurs centaines de millions d’euros sur la durée de vie.
Le démantèlement d’une centrale en fin de vie coûte environ 450 millions d’euros par réacteur selon les estimations d’EDF. Ce montant correspond à environ 15% du coût d’investissement initial. Les opérations de démantèlement s’étalent sur plusieurs décennies et comprennent le démontage des équipements, la décontamination des installations et la gestion des déchets radioactifs.
La gestion des déchets représente un coût difficilement chiffrable sur le très long terme. Le stockage des déchets de haute activité nécessite des installations sécurisées pendant des milliers d’années. Le projet Cigéo de stockage profond en France est estimé à environ 25 milliards d’euros sur l’ensemble de sa durée de vie.
Le coût de financement s’avère souvent sous-estimé dans les projections initiales. Les intérêts accumulés pendant la construction peuvent représenter 20 à 30% du coût total d’investissement, voire davantage en cas de retards importants. Sur un projet de 10 milliards d’euros avec un taux d’actualisation de 7% et une durée de construction de dix ans, les frais financiers peuvent atteindre 3 à 4 milliards supplémentaires.
Construction nucléaire vs autres énergies : quelle rentabilité
La comparaison économique entre le nucléaire et les autres sources d’énergie nécessite une analyse sur le long terme, intégrant l’ensemble des coûts de production.
Le coût de production du mégawattheure nucléaire pour l’EPR de Flamanville est estimé par la Cour des comptes entre 122 et 176 euros selon le facteur de charge atteint (respectivement 85% et 75%). Ce montant inclut l’amortissement de l’investissement, l’exploitation, le combustible et la provision pour démantèlement.
À titre de comparaison, le coût de production du solaire photovoltaïque se situe aujourd’hui autour de 50 à 70 euros par MWh pour de nouvelles installations. L’éolien terrestre produit pour environ 60 à 80 euros par MWh, tandis que l’éolien offshore atteint 80 à 120 euros. Ces chiffres ne tiennent toutefois pas compte du coût du stockage ou des centrales d’appoint nécessaires pour compenser l’intermittence.
Le nucléaire présente un avantage décisif : sa production est stable, pilotable et disponible 24h/24, indépendamment des conditions météorologiques. Un réacteur fonctionne généralement à plus de 75% de sa capacité sur l’année, contre 15 à 25% pour l’éolien et le solaire en Europe. Cette différence fondamentale explique que le nucléaire assure la production de base du réseau électrique.
L’investissement initial massif dans le nucléaire se justifie par une durée d’exploitation très longue. Les réacteurs sont conçus pour fonctionner 60 ans, voire plus avec des travaux de prolongation. Sur cette période, le coût d’investissement s’amortit progressivement, tandis que les coûts d’exploitation restent relativement stables et prévisibles.
La rentabilité économique dépend largement du prix de vente de l’électricité et de la politique énergétique nationale. Dans un marché européen où le prix du CO2 devient un facteur structurant, le nucléaire bénéficie de son caractère décarboné. Les émissions de gaz à effet de serre d’un kWh nucléaire sont environ 70 fois inférieures à celles d’un kWh produit au gaz naturel.
Le risque financier constitue le principal obstacle aux nouveaux projets nucléaires. Les investisseurs privés hésitent à s’engager sur des montants de plusieurs dizaines de milliards d’euros avec un retour sur investissement incertain et éloigné dans le temps. Cette réalité explique que la plupart des projets actuels nécessitent un soutien public important sous forme de garanties d’État ou de contrats d’achat à long terme.
La construction d’une centrale nucléaire reste donc une décision stratégique avant d’être purement économique, intégrant des considérations d’indépendance énergétique, de stabilité du réseau électrique et de politique climatique à très long terme.
