Perspectives de l'énergie nucléaire en Suisse. Rapport de base

Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse Rapport de base academies-suisses.ch Vol. 20, N° 5, 2025 MENTIONS LÉGALES ÉDITRICE ET CONTACT Académies suisses des sciences (a+) Commission élargie de l’énergie des Académies suisses des sciences Maison des Académies • Laupenstrasse 7 • Case postale • 3001 Berne • Suisse +41 31 306 93 52 • [email protected] • academies-suisses.ch • Académies suisses PROPOSITION DE CITATION Neu U, Markard J, Betz R, Boulouchos K, Pautz A, Stadelmann I (2025) Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse. Rapport de synthèse. Swiss Academies Reports 20 (6) AUTEURES ET AUTEURS Regina Betz (ZHAW) • Konstantinos Boulouchos (EPF Zurich) • Jochen Markard (EPF Zurich/ZHAW) • Urs Neu (a+/SCNAT) • Andreas Pautz (PSI/EPF Lausanne) • Isabelle Stadelmann (Université de Berne) DIRECTION DE PROJET Urs Neu (a+/SCNAT) CONSEIL SCIENTIFIQUE Commission élargie de l’énergie des Académies suisses des sciences RÉDACTION Urs Neu (a+/SCNAT) • Martin Läubli IMAGE DE COUVERTURE ET GRAPHISME Olivia Zwygart (SCNAT) MISE EN PAGE Monique Borer (SCNAT) • Olivia Zwygart (SCNAT) TRADUCTION Translingua 1re édition, 2025 Ce rapport a été élaboré par un groupe d’experts (voir auteures et auteurs) en collaboration avec la Commission de l’énergie, complétée par des contributions et l’échange avec d’autres chercheurs, organisations et spécialistes actifs dans le domaine. Il a été rédigé dans le cadre d’un travail de milice, en toute indépendance et sans financement extérieur. La coordination et les frais matériels ont été financés par les fonds propres des Académies. Le rapport de base ainsi que le rapport de synthèse sont disponibles sous forme électronique à l’adresse academies-suisses.ch/a-propos-de-nous/commissions-et-groupes-dexpertes/commission-elargie-de-lenergie ISSN (en ligne) : 2297-1572 DOI : doi.org/10.5281/zenodo.17097278 Au travers de la présente publication, les Académies suisses des sciences contribuent à l’ODD 7 : > sdgs.un.org > agenda-2030.eda.admin.ch/fr Table des matières Résumé.......................................................................................................................................................................................2 1 Introduction .......................................................................................................................................................................8 2 L’énergie nucléaire en SuisseRéacteurs existants, politique et prolongation de la durée d’exploitation ....................... 9 2.1 Situation actuelle (centrales nucléaires et cadre législatif) ............................................................................................ 9 2.2 Prolonger l’exploitation des centrales nucléaires existantes : possibilités et exigences ..............................................10 3 Technologies de production d’électricité d’origine nucléaire - bref aperçu ....................................................................13 3.1 Génération III/III+ ............................................................................................................................................................13 3.2 Génération IV ..................................................................................................................................................................13 3.3 Petits réacteurs modulaires (SMR) .................................................................................................................................14 4 Développements internationaux .................................................................................................................................... 16 4.1 Évolutions antérieures et situation actuelle ...................................................................................................................16 4.2 Les principaux acteurs de la construction de nouvelles centrales nucléaires ...............................................................16 5 Évaluation technique, économique et sociopolitique .................................................................................................... 19 5.1 Évaluation générale sur la base d’expériences internationales ....................................................................................19 5.1.1 Coûts et structure des coûts ...................................................................................................................................19 5.1.2 Durée de construction ............................................................................................................................................ 21 5.1.3 Secteur de la construction nucléaire et main-d’œuvre ..........................................................................................21 5.1.4 Comportement en service du réacteur/Fonctionnement en rampe......................................................................22 5.1.5 Sécurité ...................................................................................................................................................................23 5.1.6 Approvisionnement en combustible ..................................................................................................................... 24 5.1.7 Déchets radioactifs .................................................................................................................................................25 5.1.8 Impact environnemental........................................................................................................................................25 5.1.9 Fermeture .............................................................................................................................................................. 26 5.2 Perspectives dans le système énergétique ................................................................................................................... 26 5.2.1 Perspectives sociétales ......................................................................................................................................... 26 5.2.2 Changements de système et impact sur l’énergie nucléaire ............................................................................... 29 5.2.3 Intégration dans le futur système électrique : Marché et coopération internationale .........................................32 5.2.4 Rôle de l’État ..........................................................................................................................................................35 5.3 Évaluation .......................................................................................................................................................................35 6 Évolutions majeures, décisions et calendrier potentiel pour une nouvelle centrale nucléaire en Suisse .....................39 6.1 Initiative « Stop au blackout » et contre-projet ............................................................................................................. 39 6.2 Accord sur l’électricité avec l’UE .....................................................................................................................................40 6.3 Investissements, exploitation et financement ...............................................................................................................41 6.4 Modifications du système d’approvi-sionnement en électricité, évaluation et décision de demander une autorisation générale .................................................................................................... 42 6.5 Octroi de l’autorisation générale ................................................................................................................................... 42 6.6 Octroi du permis de construire et début de la construction .......................................................................................... 43 6.7 Fin des travaux de construction, octroi du permis d’exploitation et début de la production d’électricité ................... 43 6.8 Remarques finales ......................................................................................................................................................... 43 Bibliographie ............................................................................................................................................................................47 1Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 Le secteur suisse de l’électricité et les systèmes qui y sont liés connaîtront à l’avenir de profonds changements. Trois principaux facteurs alimentent cette transformation. Il s’agit de l’essor de la production d’électricité photovoltaïque (PV), d’une hausse significative de la demande en électricité conditionnée par l’électrification du chauffage et du transport routier, ainsi que de l’augmentation des centres de calcul et de services. Parallèlement, les centrales nucléaires existantes arrivent en fin de vie et devront être arrêtées (Beznau en 2032/2033). Pour y faire face, certains acteurs proposent la construction de nouvelles centrales nucléaires. Ceci étant impossible avec la législation actuelle, une initiative populaire (Stop au blackout) et un contre-projet indirect du Conseil fédéral visent à modifier la loi pour ouvrir la voie à de nouvelles centrales nucléaires. Il en découle un débat public sur les avantages et les inconvénients de la construction de nouvelles centrales nucléaires. Afin qu’il puisse être mené en toute connaissance de cause, le présent rapport a rassemblé les connaissances les plus récentes sur un large éventail de sujets à prendre en considération. Les aspects techniques, économiques, juridiques et politiques ont été analysés, ainsi que des questions liées à l’intégration du système et à la mise en œuvre. L’accent est mis sur l’énergie nucléaire et le dernier chapitre esquisse un calendrier potentiel pour la construction d’une nouvelle centrale nucléaire en Suisse. Il ne s’agit pas ici d’une prise de position pour ou contre de nouvelles centrales nucléaires. L’objectif n’est pas non plus d’établir une comparaison exhaustive entre l’énergie nucléaire et les énergies renouvelables, hormis à travers un tableau proposant un aperçu qualitatif global de différents aspects. La plupart de ceuxci sont associés à de nombreuses incertitudes. Ils ont parfois des caractéristiques différentes et leur comparaison implique souvent des jugements de valeur (politiques). Ce rapport a été rédigé par un groupe de chercheurs et de chercheuses issues de différentes disciplines et a été vérifié par des experts et expertes indépendantes. A) Centrales nucléaires existantes et prolongation de la durée d’exploitation Les quatre centrales nucléaires actuellement en service en Suisse ont entre 40 et 55 ans. L’exploitant des deux centrales les plus anciennes de Beznau a annoncé leur fermeture pour 2032/2033, après un peu plus de 60 ans d’exploitation. Si l’exploitation des deux centrales nucléaires restantes était également prolongée à 60 ans ou davantage, elles devraient fermer en 2039, 2044 ou 2050, voire encore plus tard. La fermeture des centrales nucléaires entraînera une perte progressive de l’approvisionnement annuel en électricité de 6 térawattheures (TWh) en 2033 jusqu’à un total de 23,5 TWh dans les années 2040. En Suisse, il n’existe pas de limite légale à la durée de vie des centrales nucléaires. D’un point de vue réglementaire, elles peuvent être exploitées aussi longtemps qu’elles sont sûres, l’Inspection fédérale de la sécurité nucléaire (IFSN) étant chargée de surveiller la sécurité des centrales nucléaires. Un réexamen périodique de la sécurité doit être effectué tous les dix ans pour chaque centrale nucléaire. D’un point de vue économique, les coûts de maintenance, de réparation et de mise à niveau, ainsi que les recettes attendues et leurs fluctuations au cours des 10 à 20 prochaines années, influencent la décision des propriétaires de centrales nucléaires quant au moment de les fermer. Si une prolongation n’est pas rentable, un soutien financier de l’État pourrait être envisagé du fait qu’une durée de vie prolongée présente des avantages pour la transformation du système énergétique. Sans accord sur l’électricité avec l’UE, des installations de réserve d’une capacité équivalente à celle de la plus grande centrale nucléaire en service seraient nécessaires en cas d’arrêt imprévu. B) Nouvelle centrale nucléaire B1) Aspects techniques Technologie : Le rapport se concentre sur la technologie de la troisième génération de centrales nucléaires (gén. III/ III+), étant donné que cette génération technologique est actuellement disponible et que l’on dispose de suffisamment d’expérience pour procéder à une évaluation pertinente. La génération III/III+ constituera vraisemblablement la base de toute décision à court terme en vue de la construction de nouvelles centrales nucléaires. Les réacteurs de quatrième génération (gén. IV), y compris les petits et moyens réacteurs (SMR) de génération IV, en sont encore à un stade de développement précoce, marqué par de nombreuses incertitudes et une expérience relativement limitée. Au moment où des investisseurs et des exploitants pourraient prendre une décision quant à de Résumé 2Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 nouveaux projets de centrales nucléaires en Suisse (dans la première moitié des années 2030), quelques nouveaux concepts ou technologies de réacteurs, notamment les petits réacteurs modulaires de génération III/III+, seront disponibles sur le marché (certains le sont déjà), mais avec une expérience limitée en matière de construction et d’exploitation, alors que la génération IV (y compris les SMR correspondants) ne sera pas encore disponible. Sécurité et risque : La plus grande amélioration de la génération III/III+ par rapport aux centrales nucléaires actuelles de la génération I (Beznau) ou II (Leibstadt et Gösgen) porte sur la sécurité. La probabilité d’un rejet important de radioactivité suite à un accident de fusion du cœur d’une centrale nucléaire est passée d’environ 10–5/an pour les grandes centrales suisses existantes, après une mise à niveau des systèmes de sécurité, à moins de 10–7/an pour une centrale de génération III, c’est-àdire à moins d’un événement en 10 millions d’années par réacteur. Avec des valeurs si basses, les autorités européennes de sûreté nucléaire estiment généralement qu’un accident grave de fusion du cœur avec des rejets radioactifs significatifs est « pratiquement exclu ». Industrie et période de construction : La construction de nouvelles centrales nucléaires est complexe et dépend de multiples facteurs, notamment de l’expérience de l’industrie ou de modifications tardives lors de la conception. Les délais de construction sont très variables, allant d’environ quatre ans au Japon (tous construits avant 2007 et ayant connu des problèmes pendant l’exploitation) à près de 17 ans en Europe. Les délais de construction les plus récents dans les pays occidentaux ou par des entreprises qui ne sont ni russes ni chinoises étaient d’au moins 8 ans. Les réacteurs nucléaires européens en Finlande, en France et au Royaume-Uni ont subi des retards allant jusqu’à douze ans, en partie en raison du caractère inédit de certains projets, de modifications tardives en termes de conception, d’incertitudes réglementaires, d’un manque de personnel qualifié et d’expérience ou d’une absence de coordination dans la chaîne d’approvisionnement. Au cours de la dernière décennie, les industries nucléaires européenne et américaine n’ont construit ou ne construisent que peu de nouvelles centrales, tandis que l’industrie japonaise n’en a plus construit depuis 2007. En 2025, la Chine et la Russie sont de loin les principaux pays constructeurs. La Corée du Sud (KEPCO) construit quelques nouvelles centrales dans le pays et à l’étranger, la France (EDF) en construit toujours au Royaume-Uni, mais a récemment reporté la construction de nouvelles centrales sur son territoire national. L’entreprise Westinghouse (États-Unis) propose de nouvelles installations et a reçu une commande de Pologne, mais n’a actuellement aucune installation en cours de construction. Approvisionnement en combustible : Par le passé, une part importante du combustible utilisé dans les centrales suisses provenait de Rosatom (Russie), mais cela a changé ou est en train de changer. L’uranium utilisé dans la centrale nucléaire de Gösgen provient d’Australie et du Canada, le traitement ultérieur s’effectue en Allemagne et en France. La centrale nucléaire de Leibstadt a désormais de nouveaux contrats de livraison sans fournisseurs russes. Des efforts internationaux ont actuellement lieu en vue de rétablir l’extraction et l’enrichissement de l’uranium en Amérique du Nord et en Europe, afin de créer une chaîne d’approvisionnement complète et indépendante de la technologie russe. Les réserves naturelles d’uranium sont largement répandues et suffisent à couvrir les besoins pour les siècles à venir. En raison du faible prix de l’uranium, seuls quelques sites d’extraction sont cependant en activité dans le monde, principalement au Kazakhstan, au Canada, en Australie et en Namibie. Impact environnemental : L’énergie nucléaire ne produit pratiquement pas de CO2 pendant son exploitation ; les émissions de CO2 restantes proviennent principalement du processus d’enrichissement de l’uranium et, dans une moindre mesure, de l’extraction de l’uranium et du démantèlement. Globalement, les émissions de gaz à effet de serre de l’énergie nucléaire sont comparables à celles des énergies éolienne et hydraulique. De plus, en raison de la très haute densité énergétique du processus de production, l’énergie nucléaire est celle qui nécessite le moins d’espace par unité d’énergie produite. À l’exception de l’uranium (voir ci-dessus), la construction et l’exploitation de centrales nucléaires ne nécessitent que de faibles quantités de matériaux et aucune utilisation de minéraux critiques. L’utilisation de matériaux tels que l’acier, le béton, le cuivre ou l’aluminium est parfois d’un ordre de grandeur moindre pour l’énergie nucléaire que pour la production d’électricité renouvelable. Déchets nucléaires : Les experts et expertes du monde entier s’accordent à dire que plusieurs types de roches sont susceptibles de répondre aux critères stricts garantissant le confinement sûr des isotopes radioactifs pendant des centaines de milliers d’années. En revanche, l’expérience internationale en matière de construction et d’exploitation de sites de stockage de déchets nucléaires hautement radioactifs reste encore limitée. Le premier dépôt final du monde, construit en Finlande, devrait être mis en service en 2025. La Suède a également commencé la construction d’un dépôt en profondeur pour le combustible usé, lequel devrait être mis en service dans les années 2030. En Suisse, un site de dépôt géologique en profondeur a été identifié. La procédure d’autorisation avec les autorités nucléaires, suivie d’un éventuel référendum, est en cours. La décision finale sur le choix du site et l’octroi du permis de construire devraient avoir lieu vers 2032. Une mise en 3Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 service serait possible aux environs de 2050. La capacité du dépôt final prévu est conçue pour les déchets des centrales nucléaires suisses actuelles, avec des réserves pour une éventuelle prolongation de leur exploitation. Désaffectation : La Suisse commence à acquérir une première expérience en matière de démantèlement avec la centrale nucléaire de Mühleberg. Le processus devrait s’étendre sur une quinzaine d’années. Les coûts de désaffectation et de gestion des déchets sont pris en charge par les exploitants des centrales nucléaires suisses durant la période d’exploitation active des installations. Ils sont accumulés au fil du temps et sur la base d’estimations de coûts régulièrement mises à jour dans deux fonds dédiés : le fonds de démantèlement et le fonds de gestion des déchets. Ils sont donc déjà pris en compte dans les coûts de production de l’électricité en Suisse. B2) Intégration dans le système énergétique Caractéristiques de fonctionnement : Actuellement, les centrales nucléaires suisses fonctionnent à leur puissance nominale pendant environ 80 à 90 % du temps (fonctionnement en charge de base). Les arrêts planifiés à des fins de maintenance sont généralement organisés durant l’été (à partir de fin avril). À l’avenir, la croissance des énergies renouvelables pourrait réduire la demande, en particulier pendant la saison estivale. Les centrales nucléaires ont une certaine flexibilité de fonctionnement inférieur à la capacité nominale, notamment dans la plage de charge de 80 à 100 %. Un fonctionnement régulier sur une plage de charge de 50 à 100 % est possible, mais réduirait le facteur de charge global et augmenterait donc les coûts de production. En outre, cela ne représenterait qu’une contribution mineure du système à la flexibilité à court terme, de l’ordre de quelques dizaines de gigawatts (GW) au maximum par centrale nucléaire, par rapport aux 8-9 GW provenant des centrales hydroélectriques basées sur le stockage. Intégration au système (technologique) : Selon la stratégie énergétique actuelle, l’approvisionnement futur de la Suisse en électricité devrait être dominé par l’énergie hydraulique et le PV. Les deux sources varient au cours des saisons et la production PV fluctue aussi à court terme (quotidiennement, hebdomadairement). L’équilibrage saisonnier sera un défi du fait qu’en hiver la production d’hydroélectricité, notamment au fil de l’eau, est moindre et celle du PV sur les bâtiments est très faible. En parallèle, la demande est plus forte en hiver qu’en été, surtout en raison de l’utilisation de pompes à chaleur et de la mobilité électrique. La capacité de stockage des centrales hydroélectriques est en outre limitée, avec une capacité totale d’environ 8,8 TWh, mais l’expérience montre que seuls environ 6,5 TWh sont effectivement utilisés pour la production d’électricité. De nouvelles centrales nucléaires pourraient produire de l’électricité à pleine capacité en hiver et réduire ainsi le besoin saisonnier de stockage. En été, l’énergie nucléaire pourrait éventuellement être utilisée pour produire de l’hydrogène et/ou des combustibles synthétiques, mais la viabilité économique d’une telle solution n’est pas encore claire. Afin d’augmenter l’approvisionnement hivernal en électricité, les autres options à faible émission de carbone sont l’énergie éolienne (avec une production typiquement supérieure en hiver), le PV alpin, la biomasse, peut-être la géothermie, les combustibles synthétiques et les importations d’électricité (en cas d’accord sur l’électricité avec l’UE et si ces importations proviennent de sources à faible émission de carbone). Chacune de ces options présente des avantages et des inconvénients, mais leur combinaison permet d’assurer un approvisionnement hivernal en électricité à moindre coût. L’énergie nucléaire ne peut guère compenser les fluctuations à court terme des énergies renouvelables. Un fonctionnement selon la charge est certes possible, mais limité et financièrement difficile. L’équilibrage à court terme du PV et de l’éolien peut s’effectuer par l’énergie hydraulique (p. ex. pompage-turbinage), le stockage par batterie (à proximité des installations de production), la gestion de la demande ou le commerce transfrontalier (en cas d’accord sur l’électricité avec l’UE). B3) Coûts et intégration du marché Coûts, risques d’investissement et soutien public : Une nouvelle grande centrale nucléaire de génération III/III+ d’une capacité de production de plus de 1000 MW nécessite d’importants investissements préalables. Sur les marchés libéralisés de l’électricité et dans les démocraties avec des processus de décision politique sur plusieurs niveaux, de tels investissements comportent un risque considérable. La plupart des nouveaux projets de centrales nucléaires lancés ces dernières années ont nécessité un soutien massif de l’État, par exemple sous la forme d’entreprises et d’investisseurs publics, de prêts publics, de contrats d’achat garantis, etc. Il est fort probable qu’il en sera de même en Suisse. Les énergies renouvelables ont bénéficié et bénéficient toujours d’un certain soutien, mais la loi prévoit la fin de ces aides dans les prochaines années. Les coûts de production de l’énergie nucléaire dépendent d’un grand nombre de facteurs et d’hypothèses (coûts de construction, durée de construction, taux d’intérêt, nombre d’heures en fonctionnement à pleine charge, etc.). La standardisation technique et les alliances industrielles à l’échelle mondiale pourraient réduire les coûts par la 4Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 suite, mais elles sont encore rares. Les estimations des coûts de production (LCOE) pour les centrales nucléaires récemment construites dans des pays occidentaux se situent dans une fourchette comprise entre 7,5 à 19 centimes/kWh. Cet ordre de grandeur est comparable à celui des énergies renouvelables. L’évaluation des coûts globaux du système avec et sans nouvelle centrale nucléaire est très complexe et comprend de nombreuses évolutions de facteurs majeurs qui sont difficiles à estimer. Des évaluations complètes sont encore rares. D’une part, l’intégration de grandes quantités d’énergies renouvelables nécessite une extension notoire du réseau électrique ainsi que des capacités de stockage saisonnières. D’autre part, l’électrification du chauffage et surtout des véhicules nécessite également une importante extension du réseau local. L’extension requise peut être réduite par la baisse de la consommation propre, le stockage local et la gestion de la demande. Deux études commandées par l’OFEN et l’AES parviennent à des résultats différents concernant les coûts et les facteurs d’extension du réseau. Intégration du marché : Il existe encore de grandes incertitudes quant à l’évolution de nombreux facteurs déterminants pour le marché (prix de l’électricité, capacité et type des futures installations de production, possibilités d’importation/d’exportation, capacités de stockage à court et à long termes, flexibilité de la demande, etc.). Les estimations de la rentabilité d’une nouvelle centrale nucléaire divergent fortement. Cette incertitude augmente nettement les risques d’investissement. Sur le marché de l’électricité, l’énergie nucléaire est en concurrence avec d’autres technologies de production et de stockage. Les sources d’énergie renouvelables telles que le solaire, l’éolien et l’énergie hydraulique (uniquement les centrales au fil de l’eau) ont un coût marginal proche de zéro (voir chapitre 5.1.1). Elles seront les principales concurrentes des centrales nucléaires, dont les coûts marginaux sont également faibles. Si la part du PV augmente, les sources d’énergie concurrentes pourraient être moins utilisées que par le passé et, dans le cas des centrales nucléaires, se révéler moins rentables. La flexibilité, tant du côté de l’offre que de la demande, revêtira également une importance croissante. De nos jours, l’hydroélectricité produite par les barrages, y compris l’accumulation par pompage, est la principale source de flexibilité. Lorsqu’elles sont possibles, les importations et les exportations constituent également un facteur important, surtout sur une base saisonnière. Les futures sources de flexibilité pourraient inclure la gestion de la demande (p. ex. pompes à chaleur, véhicules électriques), mais aussi le stockage sur batterie ou le stockage saisonnier par le biais de combustibles synthétiques ou de chaleur. Le rôle que chacune de ces sources jouera à l’avenir n’est pas clair. L’énergie nucléaire peut, dans une certaine mesure, être exploitée de manière flexible, mais avec un impact négatif sur la rentabilité. B4) Accord sur l’électricité avec l’UE La Suisse est traditionnellement fortement intégrée dans le système électrique européen. Celui-ci sert notamment de backup en cas de pénuries d’approvisionnement attendues ou imprévues. C’est particulièrement important dans le cadre de l’énergie nucléaire car la panne inattendue d’une centrale nucléaire en Suisse nécessite un backup qui est actuellement fourni en grande partie par nos voisins. Le besoin de capacités de réserve serait moins important dans le cas de petites unités modulaires si celles-ci devenaient disponibles et économiquement rentables. La conclusion d’un accord sur l’électricité avec l’UE n’est pas encore certaine et fera probablement l’objet d’un référendum et d’une votation populaire. Si cet accord n’aboutissait pas, il serait d’autant plus urgent de couvrir les problèmes d’approvisionnement en hiver par des ressources indigènes, y compris éventuellement par de l’énergie nucléaire, que ce soit en prolongeant l’exploitation des centrales existantes ou par la construction d’une nouvelle centrale après 2050. Sans accord sur l’électricité, une centrale de secours d’une puissance équivalente à celle de la plus grande unité serait nécessaire. Dans un scénario avec ou sans nouvelles centrales nucléaires, la sécurité de l’approvisionnement en hiver nécessiterait donc l’installation de centrales à gaz d’une puissance similaire, que ce soit comme centrale de réserve ou comme source d’électricité supplémentaire flexible pour les mois d’hiver. L’initiative « Stop au blackout » demande qu’une telle centrale n’utilise que des énergies renouvelables, ce qui nécessiterait le recours à des combustibles synthétiques ou des technologies de capture et d’utilisation ou de stockage du carbone (CCUS), dont la disponibilité dans la mesure requise demeure incertaine. B5) Processus politique et horizon temporel Faisabilité politique et acceptation par la société : La voie vers une nouvelle centrale nucléaire en Suisse passe par différentes étapes et décisions politiques. Les processus parlementaires, les référendums et l’opposition éventuelle de la population en font notamment partie. Les derniers sondages sur les sources d’énergie souhaitées par la population dans le futur mix électrique de la Suisse montrent que la société est divisée sur la question de l’énergie nucléaire. Une nouvelle centrale nucléaire et les processus 5Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 qui y sont liés pourraient par conséquent se heurter à des oppositions, ce qui pourrait prolonger sensiblement, voire stopper, le processus de planification et de décision à différents stades. Horizon temporel et étapes : Compte tenu des modifications réglementaires requises, des votations populaires inhérentes, des oppositions, des planifications et des travaux de construction, l’horizon temporel pour une nouvelle centrale nucléaire de génération III/III+ est d’environ 25 ans à partir d’aujourd’hui. Cela signifie que, en l’absence de retards majeurs, de décisions négatives ou d’évolutions inattendues, une nouvelle centrale nucléaire pourrait être mise en service aux alentours de 2050 au plus tôt. Les principales décisions seraient échelonnées sur plusieurs années : 1) Votation populaire sur l’initiative « Stop au blackout » et un éventuel contre-projet indirect (2026/2027) ; 2) Décision sur un accord sur l’électricité avec l’UE (vers 2028/2029) ; 3) Modifications législatives (et référendum facultatif) pour la mise en œuvre de l’initiative « Stop au blackout » (en cas d’acceptation) ainsi que sur les subventions et les garanties de l’État pour une nouvelle centrale nucléaire (~3 ans après l’étape 1 ➝ vers 2030) ; 4) Examen et décision d’un fournisseur suisse d’énergie de demander une autorisation générale (1-3 ans ➝ 1re moitié des années 2030) ; 5) Octroi d’une autorisation générale après un éventuel référendum (~4 ans ➝ 2e moitié des années 2030) ; 6) Octroi d’un permis Graphique 1 : Estimation du temps nécessaire cumulé pour les processus de décisions politiques et liés à l’exploitation pour une nouvelle centrale nucléaire. L’étoile indique l’estimation de la date la plus proche sur la base de valeurs empiriques des décisions D1 à D7 (voir chapitre 6). Le trait en pointillé indique à chaque fois la plage d’incertitude cumulée de l’estimation de la durée des processus précédents. Le calendrier est basé sur le cadre juridique existant et les modifications de la loi minimales à prévoir afin de permettre une nouvelle centrale nucléaire (D2 pas mentionnée ici étant donné qu’elle n’influence pas directement le cadre temporel). 2025 2030 2035 2040 2045 2050 1-3 ans après D3 : Décision d’investissement après évaluation 4 ans après D 4 : Octroi de l’autorisation générale (év. votation) (2026/2027) Votation initiative « Stop au blackout »/contre-projet 3-4 ans après D1 : Approbation de la loi sur le subventionnement de centrales nucléaires (év. votation) Légende Votations Autorités/tribunaux Exploitant/investisseur 5 - 6 ans après D 5 : Octroi du permis de construire Début de la construction (év. après oppositions) 8 ans ou plus après D6 : Construction Autorisation d’exploiter Début de l’exploitation de la nouvelle centrale nucléaire D1 D 3 D 4 D 5 D 6 D 7 6Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 de construire (y compris la possibilité de recours) et début des travaux (5-6 ans ➝ 1re moitié des années 2040). 7) Construction (8 ans ou plus), octroi de l’autorisation d’exploitation (y compris la possibilité de recours ; peut se faire en parallèle) et début de la production d’électricité (vers/après 2050). Plusieurs de ces étapes comportent un risque d’échec, ce qui empêcherait la construction d’une nouvelle centrale nucléaire ou, du moins, la retarderait fortement, si bien qu’elle ne pourrait être achevée avant 2050. En raison du nombre élevé de tels points d’arrêt potentiels, le processus est associé à énormément d’incertitudes pour les acteurs impliqués. Si une nouvelle centrale nucléaire devait devenir un pilier de la stratégie énergétique, cela impliquerait un risque élevé de perte d’une grande quantité d’électricité. La prolongation de la durée de vie des centrales de Gösgen et/ou de Leibstadt jusqu’à 70 ans, c’est-à-dire l’arrêt de Gösgen en 2049 et celui de Leibstadt en 2054, pourrait permettre une transition presque sans rupture entre l’ancienne et la nouvelle génération de centrales, à condition toutefois que la construction d’une nouvelle centrale ne prenne aucun retard. 7Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 défis différents, en raison de leur caractère corrosif et des dangers chimiques potentiels. La génération IV comprend plusieurs concepts de réacteurs non refroidis à l’eau (p. ex. refroidissement par gaz, métaux liquides tels que le plomb ou le sodium, ou sels fondus), développés dans le but d’augmenter le rendement en améliorant l’efficacité thermodynamique et/ou l’utilisation du combustible et en réduisant davantage la quantité de déchets hautement radioactifs (réacteurs à spectre rapide). Cette approche permettrait d’accroître sensiblement l’exploitabilité des ressources naturelles d’uranium et de thorium et de réduire la production de déchets radiotoxiques. Les réacteurs de génération IV ont le potentiel d’augmenter les ressources en combustible nucléaire d’un facteur 100 dans le cas d’une gestion de combustible à base d’uranium et d’un facteur 400 si l’on inclut le thorium. Les ressources en minerais d’uranium et de thorium assurées aujourd’hui suffiraient alors à elles seules à couvrir l’ensemble de la production mondiale d’électricité pour plusieurs dizaines de milliers d’années. Si l’on incluait également l’uranium contenu dans l’eau de mer pour lequel les procédés d’extraction ne sont pas encore compétitifs, les ressources disponibles seraient pratiquement infinies (Zubair et al. 2023), mais la faisabilité technique reste à démontrer. Les concepts les plus prometteurs pour des réacteurs de génération IV sont présentés ci-après : Les réacteurs thermiques refroidis au gaz, qui utilisent l’hélium comme réfrigérant, ont un fort rendement thermodynamique, car ils fonctionnent à des températures beaucoup plus élevées que les réacteurs à eau légère. Ils permettent ainsi non seulement de produire de l’électricité, mais également de fournir de la chaleur à haute température pour les processus industriels. En Chine, deux réacteurs thermiques refroidis au gaz (conception HTR-PM) sont en service depuis 2021. Le Xe-100 (Xenergy, USA) a réussi sa précertification au Canada, ce qui constitue une décision significative, puisque l’autorité nucléaire n’a pas identifié d’obstacles fondamentaux à l’autorisation de ce concept de réacteur particulier. Avec une puissance à haute température pouvant atteindre 1000° C, les réacteurs refroidis au gaz sont également adaptés à la production d’hydrogène par électrolyse de vapeur à haute température (HTSE) ou par dissociation thermochimique de l’eau. Les réacteurs rapides refroidis par des métaux liquides (sodium ou plomb/plomb-bismuth) fonctionnent également à des températures élevées, sur un point variable de l’échelle entre celles des réacteurs à eau légère et des réacteurs refroidis au gaz, et cela à une pression proche de la pression ambiante. Il en ressort une grande expérience d’exploitation avec ces réacteurs et plusieurs installations étaient ou sont en service dans des pays comme la France, le Japon et la Russie. Terrapower, une entreprise américaine, développe un petit réacteur modulaire rapide (SMR) refroidi au sodium et a commencé la construction d’une installation de démonstration dans le Wyoming, aux États-Unis, en 2025 ; l’approbation des autorités de contrôle nationales pour un réacteur commercial avancé est attendue pour fin 2026. En Chine, deux installations de démonstration de 600 MW sont en service depuis 2023 ou devraient être mises en service en 2025. En Russie, deux réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium d’une puissance de 600/800 MW sont déjà en service depuis 1981 et 2016, et plusieurs autres unités sont en cours de construction. En Russie, un prototype de réacteur rapide refroidi au plomb est également actuellement en construction sur le site d’un groupe chimique sibérien près de Tomsk, dont la mise en service est prévue pour 2026. L’usine de production de combustible sur le même site a commencé son activité pilote en janvier 2025. Les réacteurs à sel fondu (MSR) utilisent du sel fondu comme réfrigérant, combustible et/ou modérateur. Ces réacteurs fonctionnent à haute température et il en existe aussi bien des versions thermiques et rapides, c’est-àdire qu’ils fonctionnent avec des neutrons thermiques ou rapides. L’un des plus grands défis à relever lors de l’exploitation de ces réacteurs est la forte corrosivité des sels. En décembre 2023, KAIROS (États-Unis) a obtenu l’autorisation de construire une première installation de démonstration dans le Tennessee, qui utilise uniquement du sel fondu comme réfrigérant associé à du combustible HALEU TRISO et du graphite comme modérateur. Un MSR (Terrestrial Energy) intégral est actuellement en cours de pré-approbation aux États-Unis et au Canada. En juin 2023, un MSR expérimental utilisant un sel fondu à base de thorium comme combustible a obtenu une autorisation d’exploitation en Chine. 3.3 Petits réacteurs modulaires (SMR) Par SMR (Small Modular Reactors), on entend généralement les réacteurs avancés d’une puissance électrique nominale d’environ 20 à 500 MW par unité, dotés d’une technologie de génération III/III+ ou IV. Ils sont conçus pour une future production en usine suivie d’un montage sur le lieu d’utilisation afin de réduire les coûts. La plupart des concepts SMR ont une caractéristique de conception commune, à savoir qu’ils sont installés légèrement au-dessous de la surface de la terre pour apporter une protection supplémentaire contre les menaces et les dangers externes. En raison de leur taille réduite, la plupart des réacteurs sont dotés de caractéristiques de sécurité entièrement passives, c’est-à-dire qu’aucune intervention humaine n’est néces14 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 saire en cas d’urgence. Compte tenu de ces considérations, la Commission américaine (Nuclear Regulatory Commission) a approuvé une nouvelle méthode de mesure des zones de planification d’urgence (ZPU) pour le SMR de NuScale. Selon NuScale, cela permettra de limiter les ZPU au périmètre de l’installation sur de nombreux sites. Il n’est donc pas nécessaire de créer une zone d’évacuation. D’autres centrales nucléaires devraient bénéficier d’un régime similaire aux États-Unis. La plupart des SMR disponibles à court terme sont des réacteurs à eau légère de génération III/III+. Les premières installations de démonstration dans des pays occidentaux sont attendues vers 2030. Il existe également des SMR de type génération IV qui utilisent d’autres agents de refroidissement que l’eau (p. ex. métal liquide, hélium, sels fondus). Ceux-ci sont développés par des start-up, mais aussi par de plus grandes entreprises comme Westinghouse. Dans un avenir relativement proche, c’est-à-dire dans une à deux décennies, seuls des SMR de génération III/III+ devraient ainsi entrer en ligne de compte pour une utilisation en Suisse, comme c’est le cas pour des installations de plus grande taille. Compte tenu de l’incertitude quant à l’évolution technique et économique du marché des SMR, ces derniers ne sont cependant pas inclus dans le calendrier du présent rapport pour une nouvelle centrale nucléaire en Suisse. L’intérêt initial pour les SMR était motivé par la nécessité d’alimenter en électricité des régions reculées et des zones hors réseau. Dans les pays disposant de petits réseaux électriques, où l’utilisation de grandes centrales nucléaires n’est pas possible ou dans lesquels les investisseurs et les exploitants ne sont pas disposés ou aptes à de grands investissements, les SMR pourraient constituer une alternative. Ces petits réacteurs pourraient également servir à l’approvisionnement de sites industriels à forte consommation d’énergie tels que l’industrie du béton ou de l’acier, ou à une utilisation de l’énergie nucléaire à d’autres fins que la production d’électricité, par exemple le chauffage urbain, le dessalement de l’eau de mer ou la production d’hydrogène. Parmi les autres avantages potentiels des SMR, on peut citer des investissements initiaux moindres en raison de la taille réduite de l’installation, des délais de construction plus courts grâce au passage de la conception sur site à la production en usine, une flexibilité d’exploitation accrue en fonction de la charge par la conception à plusieurs modules et des caractéristiques de sécurité améliorées. Même si des prototypes existent, aucun d’entre eux n’a encore été fabriqué d’une manière ou dans une usine qui permettrait une production à la chaîne. Ce dernier point serait une condition préalable à la compétitivité. L’Agence internationale de l’énergie AIE (2024) ne prévoit pas de compétitivité avant la seconde moitié des années 2030. Les fabricants d’installations partent du principe que les coûts de production de l’électricité (LCOE, voir encadré 1, voir chapitre 5.1.1) pour les centrales SMR atteindront un niveau comparable à celui des grandes centrales nucléaires, en utilisant les avantages de la fabrication (construction d’usines) pour compenser la perte des économies d’échelle (AIE 2024). On ne sait pas encore si ces attentes seront effectivement satisfaites. De plus, ces attentes divergent. Dans tous les cas, il faut prévoir des coûts plus élevés pour les premières installations. Les coûts de production du premier projet SMR de NuScale, qui sera construit dans l’Utah au cours des prochaines années, ont été estimés à environ 5,8 ct/kWh (estimation pour 2020). En raison d’une hausse des taux d’intérêt de 150% et du renchérissement considérable des matériaux – 40% pour l’acier par exemple – au cours des dix-huit mois précédents, les coûts prévus pour 2023 sont passés à 8,9 ct/kWh. Le projet a ensuite été annulé, car le prix prévu n’était plus compétitif par rapport aux options moins chères de gaz et de charbon disponibles dans l’Utah. L’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE (AEN) prévoit que les SMR représenteront jusqu’à 9% de la nouvelle capacité nucléaire totale d’ici 2035 (OCDE 2022), et peutêtre jusqu’à 25% en 2050 (AIE 2025). Quatre SMR sont actuellement en service en Russie et en Chine. L’AIEA et les autorités de sécurité nucléaire américaines et européennes travaillent actuellement à l’harmonisation des procédures d’autorisation des SMR. L’objectif est de créer un environnement d’autorisation stable et transparent évitant des modifications imprévisibles des régimes d’autorisation nationaux. Quelques SMR de génération III/III+ pourraient être commercialisées en Europe dès le début des années 2030. NuScale/USA a déjà obtenu l’autorisation de mise sur le marché aux États-Unis pour son réacteur VOYGR, tandis que d’autres conceptions (de Rolls-Royce/UK, Westinghouse et Holtec/USA) font l’objet d’une procédure de précertification aux États-Unis, au Canada et dans certains pays européens. Des fournisseurs de SMR ont déjà reçu certaines commandes, par exemple GE-Hitachi (Japon) au Canada pour le BWRX300. En 2022, NUWARD (EDF/France) a reçu une subvention de 500 millions d’euros du gouvernement français pour la construction du premier réacteur de concept REL conventionnel qui devrait débuter en 2030. Alors que des SMR non refroidis à l’eau sont déjà en service en Chine et en Russie, le premier dans les pays occidentaux pourrait être le SMR refroidi au sodium de Terrapower, dont la construction a commencé dans le Wyoming (États-Unis) en 2025. 15 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 4 Développements internationaux Ce chapitre donne un bref aperçu de la situation et des évolutions dans le domaine de l’énergie nucléaire au niveau mondial. Les principaux acteurs actuellement impliqués dans la construction de centrales nucléaires seront ensuite examinés de plus près du point de vue de l’industrie. 4.1 Évolutions antérieures et situation actuelle Selon l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA 2024), 415 réacteurs nucléaires d’une capacité totale d’environ 373 GW sont actuellement en service. L’énergie nucléaire a connu son apogée dans les années 1970 et 1980, quand de nombreuses centrales furent construites notamment aux États-Unis, en Europe, en Russie et au Japon. Au milieu des années 90, la part de l’énergie nucléaire dans la production mondiale d’électricité était au plus haut, à raison de 18%. Depuis, le marché des nouvelles centrales nucléaires s’est considérablement réduit et certaines grandes entreprises comme Siemens ou General Electrics ont vendu leur secteur nucléaire ou fusionné (Markard et al. 2020). La division nucléaire de Siemens a par exemple été vendue à Areva en 2011, après dix ans de joint-venture. Suite à sa faillite, le fournisseur français de combustible nucléaire Cogema a fusionné en 2018 avec Areva et été rebaptisé Framatome. Il est désormais détenu à 80,5% par l’entreprise publique Electricité de France (EDF) et à 19,5% par Mitsubishi Heavy Industries. L’entreprise américaine Westinghouse a déposé le bilan en 2017 et est désormais détenue par Brookfield à 51% et par Cameco à 49%. Les perspectives pour les nouveaux réacteurs nucléaires se sont quelque peu améliorées vers et après 2010, quand la Chine a développé son propre programme d’énergie nucléaire. Ce pays est aujourd’hui le premier marché pour les nouveaux réacteurs, dont la plupart sont construits par des entreprises locales (voir chapitre 4.2). La capacité de production mondiale d’électricité d’origine nucléaire n’a pas beaucoup évolué depuis le début des années 2000. En raison de la croissance générale de la production d’électricité, la part du nucléaire a diminué au fil du temps pour atteindre 9,1% en 2023. À titre de comparaison, les combustibles fossiles, notamment le charbon et le gaz naturel, couvraient 61% des besoins, l’énergie hydraulique 14%, l’énergie éolienne 7,8% et l’énergie solaire 5,5%. Le vieillissement du parc de centrales nucléaires pourrait entraîner une baisse importante de la capacité de production au cours des 10 à 20 prochaines années. En outre, les investissements annuels dans de nouvelles installations et dans la prolongation de la durée de vie des centrales existantes ont augmenté de près de 50% depuis 2020. Lors de la COP 28, un groupe de 28 pays, dont les ÉtatsUnis, le Royaume-Uni, le Canada, la France, la Corée du Sud et dix autres pays européens, se sont engagés à tripler leur capacité nucléaire d’ici 2050. L’Alliance nucléaire européenne, composée de 15 États membres de l’UE, a en outre décidé d’étendre le parc européen de 100 à 150 GW d’ici 2050 (AIE 2025). L’objectif semble très ambitieux et nécessiterait une nette accélération des activités actuelles de planification et de construction. Le dernier rapport de l’AIE sur l’énergie nucléaire (AIE 2025) considère que la part de l’énergie nucléaire dans l’approvisionnement en électricité au niveau mondial se maintiendra autour de 10%, quel que soit le scénario d’augmentation de la demande. Ce ne sont toutefois que des intentions qui devront encore se concrétiser. En comparaison, la part des énergies renouvelables sera de 70 à 80% en 2050 et les investissements annuels estimés dans les énergies renouvelables d’ici 2050 sont environ dix fois supérieurs à ceux de l’énergie nucléaire (AIE 2024, 2025). 4.2 Les principaux acteurs de la construction de nouvelles centrales nucléaires En juillet 2023, 63 réacteurs nucléaires étaient en construction dans le monde (AIEA 2025). Sur les 52 réacteurs dont la construction a commencé depuis 2017, 25 sont de conception chinoise et 23 de conception russe (AIE 2025). La part de marché la plus élevée, d’environ 40%, est actuellement détenue par la société russe Rosatom, qui participe à la construction de 24 nouveaux réacteurs, dont 19 à l’étranger (tableau 3). Les deux fabricants de réacteurs chinois, China National Nuclear Corporation et China General Nuclear Power Group, sont également leaders avec 19 réacteurs mais se concentraient jusqu’à présent sur leur marché national et n’ont construit qu’une seule fois un réacteur de deux unités hors des frontières chinoises, au Pakistan. La construction d’un autre a commencé fin 2024 et un accord de 8 milliards de dollars a été signé avec l’Argentine pour la construction d’un réacteur. La Korean Electric Power Corporation (KEPCO) construit actuellement deux nouveaux réacteurs (APR-1400) en Corée du Sud, elle débutera la construction de deux autres en 2025 et a livré quatre unités (désormais pleinement opérationnelles) sur le site de Barrakah, aux Émirats arabes unis, avec une durée de construction d’environ 8 ans par unité. KEPCO a été sélectionnée en 2024 pour la construction de deux 16 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 nouveaux réacteurs en République tchèque (Forum nucléaire suisse 2024), mais a retiré son offre pour la Slovénie après la résolution d’un litige avec Westinghouse sur l’utilisation de sa technologie sous licence au sein de ses réacteurs. KEPCO et Westinghouse ont maintenant signé un contrat pour l’utilisation mondiale de leur technologie et une collaboration plus étroite à l’avenir (Forum nucléaire suisse 2025). Les implications sur la construction éventuelle d’une centrale en Suisse par l’une de ces entreprises ne sont pas claires. L’entreprise Electricité de France (EDF) participe actuellement à un projet de construction de deux réacteurs EPR au Royaume-Uni, à Hinkley Point C1 et C2. En 2023, le premier EPR a été raccordé au réseau à Olkiluoto, en Finlande, après plus de 16 ans de construction. L’EPR de Flamanville en France a été mis en service fin 2024 après 17 ans de construction. La mise en service probable des deux réacteurs d’Hinkley Point a été récemment repoussée entre 2029 et 2031, après 11 ou 12 ans de construction. La Cour des comptes française a recommandé en 2025 qu’EDF résolve d’abord ses problèmes financiers – notamment un déficit de financement de 11 milliards d’euros à Hinkley Point suite au retrait de la participation financière de la Chine (litige sur la couverture des dépassements de coûts à Olkiluoto) – avant d’entamer la construction du réacteur EPR en France. Elle souligne également que tout engagement futur à l’étranger devra apporter un bénéfice concret au programme nucléaire français. L’entreprise américaine Westinghouse, qui avait commencé la construction des unités 3 et 4 récemment achevées de la centrale nucléaire de Vogtle, en Géorgie (réacteurs AP-1000), a fait faillite en 2017 et été rachetée par deux autres entreprises. La construction des réacteurs fut achevée par l’entreprise Bechtel sur la base de garanties de crédit fédérales, après dix ans de travaux. L’entreprise japonaise GE-Hitachi a construit quatre réacteurs ABWR au Japon entre 1992 et 2006, avec une durée de construction d’environ quatre ans pour chacun d’entre eux. Par la suite, après respectivement 2003 et 2007, les difficultés techniques d’exploitation étaient toutefois fréquentes et le taux de charge (pourcentage du temps pendant lequel une centrale fonctionne à pleine capacité) des quatre installations était relativement faible, à seulement 40 à 70% en moyenne. En raison de l’arrêt des constructions au Japon après Fukushima en 2012, il n’y avait plus eu d’activités depuis 2014, mais celles-ci ont repris récemment. En janvier 2025, seuls trois réacteurs étaient en construction en Europe et aux États-Unis (Hinkley Point C1/C2 et un en Slovaquie). Quelques constructions pourraient débuter dans les prochaines années en République tchèque et en Slovénie, tandis que de nouveaux projets au Royaume-Uni (Sizewell C), en Finlande et en France (6 réacteurs) ont récemment été reportés sine die ou de plusieurs années en raison de problèmes financiers. La construction de nouvelles centrales nucléaires a été annoncée dans d’autres pays d’Europe, notamment en Pologne, en Suède et en Roumanie. Au 1er janvier 2025, seules la Russie (20), la Chine (1 au Pakistan) et la France (2 au Royaume-Uni) étaient engagées dans la construction de nouvelles grandes centrales nucléaires à l’étranger. La Chine (1 en Argentine) et la Corée du Sud (1 en République tchèque) ont signé des contrats en ce sens, tandis que Westinghouse et GE-Hitachi continuent de proposer leurs grands réacteurs, mais avec relativement peu de succès à ce jour. Les activités concrètes visant à mettre en œuvre les annonces de certains pays européens en faveur d’un retour à l’énergie nucléaire semblent actuellement plutôt timides. De plus, le partage d’expériences tirées de la construction de réacteurs EPR apparaît difficile et assez limitée au niveau mondial, comme le prouvent les dysfonctionnements des réacteurs EPR construits par EDF à Okiluoto et à Taishan en Chine (Cour des Comptes 2025). 17 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 Graphique 2 : Nombre de centrales nucléaires en construction dans le monde par pays au 1er juillet 2023. Les installations avec des points dans le cercle sont construites dans le pays correspondant et catégorisées selon la technologie (étrangère sans couleur de remplissage ou indigène avec couleur), les installations sans points sont construites à l’étranger par le pays concerné. Source : WNISR, 2025 Fournisseur de technologie Réacteurs en construction avec Technologie nationale Technologie étrangère Technologie fournie à l’étranger Russie Japon Corée du Sud Argentine France R-U Chine Bangladesh Égypte Iran Inde Pakistan Turquie Slovaquie* 18 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 5 Évaluation technique, économique et sociopolitique Ce chapitre contient une évaluation des nouvelles centrales nucléaires de la génération III/III+ en tenant compte de critères techniques, économiques et sociopolitiques. Il se compose de trois parties. La première partie comporte des estimations de nature plutôt technique, souvent basées sur des expériences internationales (voir chapitre 5.1). La deuxième partie rend compte de critères qui dépendent essentiellement de conditions spécifiques à la Suisse (voir chapitre 5.2). La troisième partie propose une synthèse sous la forme du tableau 3. Les données disponibles ont été rassemblées à partir d’un large éventail de sources (voir bibliographie) et des experts indépendants ont été impliqués dans la révision de ce document (voir encadré 1). Aucune donnée primaire n’a toutefois été collectée, par le biais par exemple de nos propres enquêtes. 5.1 Évaluation générale sur la base d’expériences internationales 5.1.1 Coûts et structure des coûts L’énergie nucléaire se caractérise par des coûts de capital élevés (conception et construction des réacteurs) et des coûts d’exploitation relativement faibles (coûts du combustible, coûts d’exploitation et de maintenance). Afin de réaliser des économies d’échelle, la technologie nucléaire actuelle favorise la construction et l’exploitation pendant des décennies de grandes installations de plus de 1000 MW de puissance nominale. Il en résulte trois défis pour la rentabilité de l’énergie nucléaire. Premièrement, des investissements préalables considérables sont nécessaires et le capital financier est engagé sur de longues périodes. De tels investissements comportent des risques élevés et de nombreux investisseurs privés sont réticents à devenir actionnaires majoritaires. Deuxièmement, la concurrence avec d’autres centrales sur les marchés de l’électricité libéralisés est forte. Les revenus futurs sont incertains, surtout au vu de la longue durée d’exploitation des centrales nucléaires. Troisièmement, étant donné la part variable croissante des énergies renouvelables dans la production d’électricité, les centrales nucléaires pourraient ne plus être exploitées à pleine capacité pendant la majeure partie de l’année, comme c’était le cas par le passé. Le taux d’utilisation, qui est actuellement d’environ 80 à 90%, pourrait alors nettement baisser. La plupart des nouveaux projets de centrales nucléaires lancés ces dernières années nécessitaient un important soutien de l’État pour être compétitifs par rapport aux centrales existantes (voir chapitre 5.2.4). Les coûts de construction d’une nouvelle centrale nucléaire varient et dépendent de nombreux facteurs, notamment le type et la taille des réacteurs, la durée de construction, les taux d’intérêt, l’expérience du secteur, les modifications de conception en cours de construction, la stabilité des chaînes d’approvisionnement, etc. Les réacteurs Advanced Power Reactors (APR) de KEPCO construits aux Émirats arabes unis ont coûté environ 8 milliards de dollars par unité, les unités EPR françaises d’Olkiluoto et de Flamanville respectivement 11 et 13 milliards d’euros et les estimations de coûts par EDF en septembre 2024 pour les deux unités d’Hinkley C (2 × EPR) au Royaume-Uni sont passées à 18-20 milliards d’euros par unité. Le coût des deux réacteurs Westinghouse de Vogtle (États-Unis) a finalement atteint environ 17 milliards de dollars par unité. Ces chiffres correspondent à une fourchette de 4 à 15 millions de francs suisses par MWe (mégawatt électrique) de capacité de production d’électricité installée. Cette large fourchette s’explique par des projets qui ont respecté le calendrier d’une part et, d’autre part, par des projets ayant connu des retards et des renchérissements importants en raison de goulots d’étranglement dans la chaîne d’approvisionnement, de problèmes administratifs, de modifications tardives de la conception ou de la première construction d’un type de réacteur. Les coûts de l’électricité produite par les nouvelles centrales nucléaires dépendent de différents facteurs, notamment les coûts de construction (voir ci-dessus), les coûts de démantèlement (voir chapitre 5.1.7), la durée de vie escomptée et le taux d’utilisation des capacités. Une étude PSI réalisée en 2017 sur mandat de l’OFEN (Bauer et al. 2017) a calculé un coût de 7,5 ct/kWh pour un EPR dont la construction durerait six ans avec un taux d’intérêt de 6% et un taux d’utilisation moyen de 85%. Pour une durée de construction de 9 ans, les coûts passeraient à 8,8 ct/ kWh. Les résultats du PSI correspondent aux estimations de l’AIE (2025) de 6-11,5 USct/kWh. Avec un facteur de charge de seulement 60% et une durée de construction de neuf ans, les coûts grimperaient à 12,5 ct/kWh. Par rapport à ces estimations, les calculs de coûts réels pour l’EPR de Flamanville, en supposant un taux d’intérêt de 6% et un facteur de charge de 85%, s’élèvent à 14 ct/kWh (en valeur monétaire de 2015 ; Cours des Comptes 2025). Pour Okiluoto, le prix de revient (LCOE, voir encadré 1) s’élève à environ 7,5 ct/kWh et comprend la part payée par EDF (Rothwell 2022). Les coûts de l’énergie nucléaire comportent le risque de « courbes d’apprentissage » négatives, c’est-à-dire une tendance à augmenter plutôt que 19 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 de baisser avec le nombre d’installations en raison par exemple d’une augmentation des exigences de sécurité au fil du temps (Lovering et al. 2016). Les grandes fluctuations des coûts des centrales nucléaires construites en Europe et aux États-Unis sont principalement dues aux premières centrales construites dans des régions où aucune ne l’avait plus été depuis des décennies, ainsi qu’à des exigences de sécurité supplémentaires pendant la période de construction. La Corée du Sud et la Chine annoncent des coûts nettement inférieurs, qui ne peuvent être justifiés qu’en partie par des coûts de main d’œuvre plus faibles. Parmi les autres raisons pourraient figurer un travail de planification et d’autorisation plus court et moins intense, ainsi que des calculs ou des rapports de coûts différents. Encadré 1 : Différents types de coûts pour la production d’énergie et les défis économiques associés Coût de production de l’électricité (Levelized Cost of Electricity − LCOE) : la somme des coûts de production (actualisés) sur la durée de vie - y compris les coûts de construction, de combustible et d’exploitation - divisée par la somme de l’électricité produite sur la durée de vie de l’installation de production. Le LCOE comprend des coûts fixes du capital (CAPEX), principalement pour la construction de l’installation (dans le cas des centrales nucléaires, également pour le démantèlement et la gestion des déchets), ainsi que des coûts d’exploitation fixes ou variables (OPEX ; p. ex. personnel ou combustible). Les coûts d’exploitation variables dépendent fortement des heures de pleine charge pendant lesquelles l’installation doit être en service. Le taux d’actualisation (conversion des coûts futurs en valeur actuelle) est un paramètre pertinent qui dépend des taux d’intérêt futurs estimés mais en principe inconnus, et qui peut varier entre différentes technologies. Le coût de production de l’électricité est le plus souvent utilisé dans les études comparatives, mais il présente des lacunes qui doivent être prises en compte afin de permettre une comparaison équitable. Si l’on considère plutôt les « coûts de système », par exemple pour les installations PV ou éoliennes, il faut au besoin tenir compte des coûts de production d’électricité pour les technologies de stockage et l’extension du réseau. Par ailleurs, le stockage ou la régulation peut également s’avérer nécessaire pour la production de base lors des périodes de surproduction, tout comme une extension du réseau s’imposer pour d’autres raisons telles qu’une augmentation de la consommation. Coût marginal : coût d’exploitation de la dernière unité d’électricité produite par une installation à un moment donné. Dans un marché libéralisé, le principe du « merit order » favorise les technologies dont les coûts marginaux sont pratiquement nuls, comme le PV ou l’éolien, suivies de l’hydroélectricité et du nucléaire, peut-être aussi de la géothermie, et finalement des sources fossiles, notamment les centrales à turbines à gaz. Le prix est donc déterminé par la dernière unité de production nécessaire pour satisfaire la demande, dont le coût marginal est le plus bas ; voir encadré 2). Les « coûts marginaux » des installations hautement disponibles, telles que les centrales hydroélectriques de stockage, ne se réfèrent pourtant souvent pas aux coûts d’exploitation de la dernière électricité produite, mais au prix qui pourrait être obtenu alternativement en période de forte demande et de prix élevés. Les installations avec un CAPEX élevé et un OPEX faible, comme les centrales nucléaires, seront confrontées à des incertitudes quant à leurs heures de fonctionnement à pleine charge, notamment en fonction de l’évolution de la structure temporelle de la production et de la demande. Leur charge d’exploitation devrait nettement diminuer à l’avenir. Cela rend ces technologies de production assez coûteuses par rapport aux installations à très faibles CAPEX (même celles à OPEX élevés comme les centrales à gaz). En revanche, les installations PV et éoliennes ne sont pas modulables, tout au moins sans systèmes de stockage spéciaux, mais leurs coûts marginaux sont faibles, voire nuls, et elles sont souvent privilégiées sur un marché libéralisé. Les sources d’approvisionnement modulables qui fournissent de l’électricité « à la demande », comme les barrages hydroélectriques et les turbines à gaz ou les centrales de cogénération, peuvent cependant être économiquement avantageuses par rapport aux centrales de charge de base et, plus encore, par rapport aux sources de production volatiles, car elles peuvent obtenir des prix supérieurs en période de forte demande et de faible production. Coûts pour la clientèle finale (prix de détail de l’électricité) : le prix à payer par l’utilisateur et l’utilisatrice finale, y compris les marges des fournisseurs, les taxes et les redevances (p. ex. frais de réseau) et parfois le coût (ou l’avantage) de mesures de subvention. Coûts externes : ils reflètent les effets négatifs sur l’environnement et d’autres aspects sociaux, qui ne sont généralement pas supportés par le producteur, mais par la société dans son ensemble, en particulier les générations futures. Coûts du système : ils comprennent toutes les dépenses nécessaires pour la production, le transport, la distribution et la ge20 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 5.1.2 Durée de construction La construction d’une centrale nucléaire est une opération complexe qui comporte de nombreuses tâches et sous-projets interdépendants. Les possibilités de réduire les rapports de dépendance, par exemple par le biais d’une préfabrication, étaient jusqu’à présent limitées. Si des retards surviennent dans certains domaines, ils ont souvent des répercussions sur l’ensemble du projet et sur la durée de construction. Afin d’assurer la comparabilité des délais de construction des différentes installations, nous utilisons toujours dans ce rapport les chiffres de la base de données de l’AIEA (2024). La durée de construction moyenne des 38 réacteurs de génération III/III+ actuellement en service était de 7,7 ans, avec une médiane de 8 ans. Les délais de construction peuvent varier fortement en fonction du projet et du contexte. Les dépassements de délais dans les projets EPR récemment achevés ou en cours ont suscité beaucoup d’attention. La construction des deux premiers EPR (Olkiluoto, Finlande et Flamanville, France) a duré plus de 16 ans, avec des retards d’environ 12 ans. La durée de construction des deux réacteurs EPR d’Hinkley Point au Royaume-Uni est actuellement estimée à 12-14 ans. La construction de l’APR-1000 de Westinghouse aux ÉtatsUnis (Vogtle-3 et 4) a pris 10 ans. Il a été mis en service en 2023/2024 avec 7 ans de retard. À l’inverse, certaines installations sont livrées clés en main en moins de 6 ans, à condition qu’une chaîne d’approvisionnement opérationnelle soit mise en place pour les principaux composants. Les unités ABWR au Japon ont été construites dans un délai remarquablement court, puisque toutes ont été achevées en environ 4 ans. Elles présentent toutefois des durées de vie (pourcentage du temps d’exploitation depuis la mise en service jusqu’à l’arrêt, en 2012) exceptionnellement bas, de ~70% pour les unités les plus anciennes et de ~45% seulement pour les plus récentes (AIEA 2024). En comparaison, les centrales nucléaires suisses ont des facteurs d’utilisation de 85-90%. Les projets en Chine, en Inde et en Corée du Sud ont respecté les délais de construction et le budget prévus. Cela montre que les retards mentionnés ci-dessus sont à rapporter à une conjonction de facteurs : des défis particuliers ont dû être surmontés, tels que la construction de la première grande centrale de ce type en Europe et aux États-Unis après des décennies d’inactivité, et la nécessité de restaurer des capacités de production, des chaînes d’approvisionnement et une main-d’œuvre formée, y compris pour la construction civile. En outre, les autorités nucléaires finlandaises et américaines ont exigé d’importantes modifications de la construction pour satisfaire aux exigences de sécurité, et ce alors que les travaux étaient déjà bien avancés. Il restera à voir dans quelle mesure la courbe d’apprentissage de ces producteurs influencera la durée de construction, compte tenu du contexte politique et réglementaire en Europe en général et en Suisse en particulier. Sur la base des évolutions observées, les durées de construction en Suisse sont estimées à 8 ans au minimum. 5.1.3 Secteur de la construction nucléaire et main-d’œuvre La planification, la construction, l’exploitation et le démantèlement des centrales nucléaires ainsi que l’approvisionnement et l’élimination des combustibles nucléaires nécessitent, outre un large éventail d’entreprises très spécialisées et qualifiées, des réseaux de fournisseurs et une main-d’œuvre hautement qualifiée. Aussi bien l’industrie que la main-d’œuvre sont nécessaires non seulement pour la construction d’une nouvelle centrale, lorsque la charge de travail est la plus élevée, mais également pour chaque centrale nucléaire, à des degrés divers de capacité et de compétence, sur des périodes pouvant aller jusqu’à 100 ans, si l’on tient compte de la planification, de la construction, de l’exploitation, de la maintenance et du démantèlement. Le tableau 2 présente les principales entreprises des pays occidentaux actuellement engagées dans la construction de nouvelles centrales nucléaires de génération III/III+, ainsi que leur expérience dans les nouvelles centrales nucléaires. Il s’agit ici de l’industrie qui construit la structure de base de l’installation, c’est-à-dire les réacteurs, tandis que d’autres entreprises sous contrat (comme Bechtel, Hyundai et Samsung, AECON) interviennent dans les phases ultérieures de la construction. En Europe et aux États-Unis, la base industrielle pour la construction de nouvelles centrales nucléaires s’est considérablement réduite, surtout par rapport à l’âge d’or de l’énergie nucléaire dans les années 1970 (Markard, 2020). Suite à la restructuration du secteur, seules Framatome et Westinghouse sont restées des entreprises « occidentales » (voir stion de l’électricité. Cela englobe les coûts de capital et d’exploitation des centrales, des lignes de transport, des réseaux de distribution et l’exploitation du système. Le respect des réglementations, les coûts administratifs et des effets externes tels que l’impact environnemental en font également partie. L’ensemble de ces coûts détermine la charge économique globale de l’approvisionnement en électricité des consommateurs. 21 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 ci-dessus). En Russie, en Chine, en Corée du Sud et au Japon, l’industrie nucléaire est beaucoup plus puissante, mais il est difficile de dire quelles entreprises seraient envisageables et disposées à construire une nouvelle centrale nucléaire en Suisse (voir encadré 1). Il serait aussi possible de créer des joint-ventures entre plusieurs de ces entreprises. Tableau 2 : Les entreprises des pays occidentaux qui construisent actuellement de nouvelles centrales nucléaires de génération III/III+ ou disposant de savoir-faire dans ce domaine. Propriétaires Construction de centrales nucléaires de génération III/III+ Durée de construction (années)* Expérience opérationnelle (facteur d’utilisation*) Framatome/EDF (anciennement Areva) Les propriétaires sont EDF (80,5%) et Mitsubishi Heavy Industries (19,5%) ; EDF est détenue par l’État français Olkiluoto, Fin (EPR-1750) Flamanville, F (EPR-1650) Hinkley Point C, UK (EPR-1630, deux unités), Taishan (Chine, deux unités) 14-17 Okiluoto et Flamanville depuis 2024, Taishan depuis 2019 KEPCO Détenue par la Corée du Sud (51%) Barakah, VAE (APR-1400) Saeul et Shin-Hanul, SK (deux unités chacun) 7-10 Facteur d’utilisation de 80-85% pour les deux unités ayant plus de deux ans de service Westinghouse Propriété de Brookfield Renewable Partners et de Cameco ; sortie de l’insolvabilité en 2017 suite à des dépassements de coûts dans la centrale nucléaire de Vogtle Vogtle, US (APR-1000, deux unités) 10-11 En service depuis 2023 et 2024 Toshiba/GE-Hitachi Nuclear Energy Propre entreprise (Toshiba) ; Détenue par Hitachi (40%) et General Electric (60%) Kashiwasaki/Kariwa (deux unités), Hamaoka, Shika (toutes ABWR), toutes construites avant 2008. Accent porté actuellement sur les SMR (projets au Canada ; abandon du projet de grande centrale au Royaume-Uni en 2020) 4 (au Japon) ; 2 unités à l’étranger stoppées après 4 et 7 ans (après Fukushima) Facteur d’utilisation pendant la durée de service : ~70% pour les deux plus anciennes (en baisse après 2003), ~45% pour les plus récentes *Source : Agence internationale de l’énergie atomique : Système d’information sur les réacteurs de puissance (PRIS) : pris.iaea.org/PRIS/home.aspx Outre une base industrielle solide, il est indispensable de disposer d’une main-d’œuvre qualifiée possédant les connaissances, les compétences, la formation et l’expérience requises. Un nouveau rapport du ministère américain de l’énergie souligne que l’industrie nucléaire connaît un exode aux deux extrémités du spectre de l’emploi (DOE 2024). Ainsi, les jeunes trouvent souvent d’autres domaines plus attrayants, comme l’informatique, les médias ou les affaires, alors que ceux qui partent à la retraite emportent avec eux une expérience et des connaissances implicites inestimables (DOE 2024, IAEA 2023). L’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) et le département américain de l’énergie (DOE) proposent des programmes ciblés pour augmenter et rajeunir le personnel dans l’industrie nucléaire. Ils préviennent du risque pour les installations existantes et les futures expansions si les ressources humaines venaient à manquer à l’avenir. 5.1.4 Comportement en service du réacteur/ Fonctionnement en rampe Deux groupes de caractéristiques de fonctionnement sont ici au premier plan : fonctionnement en suivi de charge et fiabilité dans un climat changeant. Le suivi de charge, c’est-à-dire la modification à court terme de la puissance fournie, est important en raison de l’augmentation des sources variables d’énergies renouvelables dans le réseau électrique. La fiabilité pourrait devenir un problème si des étés très chauds et/ou très secs devenaient plus fréquents en raison du changement climatique, ce qui affecterait le refroidissement des centrales nucléaires. Fonctionnement en suivi de charge : Même si la capacité d’adaptation de la puissance des centrales nucléaires est généralement un peu plus lente que celle par exemple des centrales à gaz, le fonctionnement en suivi de charge s’est généralisé dans des pays comme l’Allemagne et la France depuis le début des années 2000 pour tenir compte du 22 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 recours croissant à l’énergie éolienne et solaire. Les réacteurs à eau pressurisée et à eau bouillante typiques de ces pays sont ou étaient en mesure de faire varier régulièrement leur puissance entre 30 et 100% de la puissance nominale, d’augmenter ou de diminuer la puissance de 2 à 5 %/minute pendant le transfert de charge et de participer à la régulation primaire et secondaire de la fréquence à raison de ±2 à 3% par minute (régulation primaire de la fréquence) et de ±3 à 5% par minute (régulation secondaire de la fréquence voire plus de 5% pour les installations les plus avancées). Selon la conception et le mode de fonctionnement précis, la capacité à fonctionner à faible puissance ou à monter en puissance rapidement peut être partiellement limitée dans les phases très tardives du cycle du combustible. Lorsqu’il fonctionne presque à pleine charge, c’est-à-dire à plus de 80% de sa puissance nominale, un réacteur à eau pressurisée comme celui de Gösgen peut augmenter ou réduire sa puissance de 10% de sa puissance nominale par minute. Dans le cas d’un réacteur de 1 GW comme Gösgen, cela représente 100 MW par minute lors de la réduction en registre de pleine puissance, c’est-à-dire davantage que la puissance de réglage primaire de Swissgrid. Une augmentation de la puissance, par exemple pour compenser la baisse de production d’autres sources d’électricité, n’est toutefois possible que si la centrale n’est pas exploitée par défaut à pleine puissance. Cela réduit cependant la rentabilité de la centrale, à moins que la configuration réglementaire ou du marché ne permette un modèle économique correspondant. Un autre facteur à prendre en compte est le nombre de cycles de charge dans lesquels les installations peuvent être exploitées. Chaque cycle de charge entraîne une sollicitation mécanique des matériaux et, en cas de répétition fréquente, contribue à la fatigue des matériaux (Lokhov 2011). Il s’agit d’un mécanisme généralement bien compris et les centrales nucléaires ont été conçues pour un nombre maximal de cycles jusqu’à ce qu’une limite de fatigue soit atteinte. Dans la plage de charge supérieure, par exemple lorsque la puissance passe de 100% de la puissance nominale à 80% et inversement, la température et la pression du liquide de refroidissement ne varient pratiquement pas. C’est pourquoi les centrales sont conçues pour supporter jusqu’à 100 000 cycles de ce type, ce qui offre une marge de manœuvre suffisante bien au-delà de la durée de vie de l’installation. Dans la plage de charge inférieure, la sollicitation alternée des composants augmente et le nombre maximal de cycles se réduit nettement, mais procure encore suffisamment de flexibilité pour plusieurs changements de charge quotidiens pendant toute la durée de vie de l’installation, même éventuellement prolongée. Fiabilité dans un climat en mutation : Normalement, la fiabilité des centrales nucléaires est élevée. Elles fonctionnent traditionnellement à pleine puissance pendant de longues périodes, de 12 à 18 mois, et ne sont généralement interrompues que pour des pauses de maintenance planifiées de 2 à 6 semaines, pendant les moments de faible demande en électricité. Lors de périodes de fortes chaleurs ou de sécheresse, les performances des centrales nucléaires, en particulier celles refroidies par l’eau de rivières, peuvent être affectées par l’augmentation de la température des sources d’eau de refroidissement et par la réduction de l’efficacité du refroidissement. Dans des cas extrêmes, si la température de l’eau dépasse certaines limites, il peut être nécessaire de réduire la puissance afin de garantir la sécurité du fonctionnement et le respect des réglementations environnementales. Rétrospectivement, les effets du changement climatique, surtout la canicule et une hausse de la température des rivières, n’ont pas eu d’impact significatif sur la production d’électricité. La fermeture de centrales nucléaires en raison de périodes de chaleur extrême a entraîné depuis l’an 2000 une baisse de la puissance des centrales nucléaires européennes d’environ 0,1%. En France, avec ses nombreuses centrales fluviales à l’intérieur du pays, la valeur correspondante atteint environ 0,15%. Même en période de pointe, moins de 5% de la capacité nucléaire européenne était indisponible en raison d’arrêts de production pendant les récentes vagues de chaleur. La disponibilité de l’énergie nucléaire durant ces périodes était ainsi plus élevée que celle de toutes les autres technologies de production d’électricité à faible émission de carbone en Europe, y compris le PV, l’éolien et l’hydroélectricité (Clean Air Task Force 2023). En résumé, même si le changement climatique pose de nouveaux défis à tous les types de production d’électricité, l’énergie nucléaire, lorsqu’elle n’est pas refroidie par l’eau des rivières, demeure plutôt robuste et les problèmes de baisse de production conditionnée par le climat restent donc maîtrisables. Il reste toutefois possible que la puissance doive être réduite pendant les périodes de très fortes chaleurs. 5.1.5 Sécurité Le niveau de sécurité des installations de génération II, dont font partie la plupart des réacteurs actuellement en service, a fait l’objet d’améliorations continues et d’efforts d’harmonisation à l’échelle internationale, sur la base des enseignements tirés de l’exploitation internationale et des tests de résistance post-Fukushima. C’est également le cas pour les centrales suisses (voir encadré 1). Le plus grand risque est la possibilité d’un accident avec des conséquences pour le public, c’est-à-dire dépassant les limites de l’installation, notamment en cas de fusion du cœur. La notion de « risque résiduel » est utilisée pour décrire la possibilité de scénarios d’accident dont la pro23 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 centrales hydroélectriques et des centrales de pompageturbinage, qui peuvent être exploitées de manière très flexible, ainsi que sur des centrales nucléaires et au fil de l’eau, nettement moins flexibles et qui fonctionnent essentiellement en charge de base. Au niveau international, la Suisse était jusqu’à il y a quelques années complètement intégrée dans le réseau de l’UE et bénéficiait de possibilités de compensation et de puissances de réserve correspondantes. Par exemple, en cas d’arrêt d’urgence – rare – et imprévu d’une grande centrale nucléaire (Gösgen ou Leibstadt), plus de 90% de la puissance compensatoire requise était fournie directement par la réserve européenne de sauvegarde du spectre et remplacée progressivement par des réserves nationales de rétablissement et de remplacement du spectre. Ces dernières années, la coopération et l’intégration au sein du réseau électrique de l’UE ont déjà progressivement diminué dans le cadre des négociations sur un accord-cadre avec l’UE et seraient largement limitées en l’absence d’un nouvel accord sur l’électricité. Comment ces défis peuvent-ils être relevés et quel rôle les nouvelles centrales nucléaires pourraient-elles jouer dans cette future structure du système d’approvisionnement énergétique suisse ? Variabilité à court terme : Comme la demande est plus élevée le jour que la nuit, une augmentation de la production PV permettra de couvrir le pic de la demande de la mi-journée, l’été en tout cas. Contrairement au passé lorsque les centrales de pompage-turbinage étaient utilisées notamment pour stocker la production de charge de base des centrales nucléaires de la nuit pour le jour, elles pourraient à l’avenir être utilisées pour stocker la surproduction PV de la mi-journée pour le soir/la nuit ou des conditions météorologiques ensoleillées pour des conditions nuageuses. La production fluctuante d’énergie PV et éolienne peut être prédite avec une certaine fiabilité sur une échelle de temps quotidienne, mais des installations flexibles et des mécanismes de marché et de contrôle appropriés sont néanmoins nécessaires pour équilibrer l’offre et la demande. En ce qui concerne l’échelle quotidienne, différents réseaux électriques où les énergies renouvelables sont prédominantes, comme en Australie et en Californie, montrent que les grandes batteries offrant une fiabilité et une puissance élevées dont nous disposons actuellement, par exemple avec un rendement Round Trip très élevé et une grande flexibilité de puissance, constituent une option importante pour les réseaux électriques futurs. Les récents développements qui démontrent une réduction significative des coûts des grandes batteries ont suscité un fort intérêt de la part des investisseurs pour la fourniture de services de stabilisation du système. L’absorption très rapide du courant excédentaire et la décharge tout aussi rapide en cas de goulot d’étranglement sont des caractéristiques essentielles. La disponibilité de telles batteries, ainsi que l’autoconsommation et le stockage local dans des bâtiments ou des quartiers équipés d’installations PV, procurent le potentiel de réduire les coûts d’extension du réseau, à condition que les installations correspondantes soient intégrées de manière optimale dans la topologie du réseau local/régional et dans l’infrastructure existante. L’ampleur de la capacité d’installation flexible requise peut être réduite par le biais des facteurs suivants : – un accord sur l’électricité avec l’UE, permettant de compenser dans une large mesure les déficits ou les excédents d’approvisionnement ; – la gestion de la demande, c’est-à-dire l’adaptation de la demande à la disponibilité de l’offre (p. ex. réseaux intelligents, fonctionnement flexible des pompes à chaleur et recharge intelligente des véhicules électriques) ; – une baisse de la demande, p. ex. par des gains d’efficience ou des changements de comportement ; – un stockage de l’énergie sous différentes formes, à proximité des installations de production, dans les réseaux locaux, etc. et avec différentes technologies (p. ex. batteries, Power-to-X) et concepts (p. ex. utilisation de véhicules électriques comme moyen de stockage). Ceux-ci ont un degré de maturité technique variable, mais progressif. Les coûts des batteries ont considérablement baissé au cours de la dernière décennie, par exemple pour les batteries lithium-ion d’environ 60% entre 2013 et 2021, avec une stabilité en 2022/2023 en raison de l’augmentation des prix des minéraux suivie d’une nouvelle baisse en 2024. Des baisses supplémentaires sont attendues à l’avenir. – une production de charge de base des centrales nucléaires existantes ou nouvelles pendant les périodes où les énergies renouvelables ne couvrent pas ou que partiellement les besoins en électricité, c’est-à-dire principalement en hiver. Les installations flexibles disponibles sont principalement des centrales de pompage-turbinage, utilisées depuis des décennies et qui font actuellement l’objet d’améliorations fondamentales afin d’élargir la fourniture de services flexibles (voir p. ex. le projet XFLEX Hydro de l’UE-H2020), ainsi que des systèmes de stockage par batterie pour compenser les fluctuations journalières. La principale option en tant que centrale de réserve en cas de conditions météorologiques défavorables (peu de soleil et de vent) sera probablement, à court terme, voire à plus long terme, celle des centrales à gaz ou à bicombustible, très flexibles et d’un coût d’exploitation relativement élevé, mais avec de faibles coûts de capital. Ces dernières présentent cependant des émissions de CO2 élevées, ce qui nécessitera à plus long terme l’utilisation de combustibles biogènes ou de combustibles synthétiques renouvelables, produits à l’aide de technologies de cap30 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 ture du carbone, qui sont gourmandes en capitaux et pas encore disponibles à l’échelle industrielle. Le fonctionnement des centrales nucléaires en fonction de la charge serait une autre option et est possible dans une certaine mesure (principalement entre environ 50% et 100% de la pleine capacité) et à une certaine fréquence, mais cela implique un concept d’exploitation différent de celui du système électrique actuel, dans lequel les centrales nucléaires fournissent généralement une puissance stable et continue. Cela impliquera cependant un facteur d’utilisation moindre qu’aujourd’hui et donc un coût moyen supérieur, étant donné que les centrales nucléaires ont des coûts de capital élevés et des coûts d’exploitation faibles. Cette option doit être comparée, en termes de performances environnementales, économiques et techniques et en tenant compte des modifications de la réglementation, de l’accès et de la gestion du réseau, aux centrales à gaz alimentées à long terme par du gaz synthétique produit à partir d’énergies renouvelables. Une étude suisse (ESC 2023) travaille par exemple sur des estimations de taux d’utilisation futurs de l’ordre de 71-80% (actuellement environ 80-90%). La plage de modulation totale est toutefois relativement faible, avec un maximum de 1100 MW pour les deux centrales existantes fonctionnant à 50% en suivi de charge, contre 8 à 9 GW pour les centrales à barrage. Variations saisonnières : Comme la production d’électricité à partir du PV est élevée en été et faible en hiver, une production d’électricité supplémentaire s’impose en hiver, notamment en raison d’une demande accrue par les pompes à chaleur. Selon la plupart des scénarios, ces besoins supplémentaires devraient être de l’ordre de 10 à 15 TWh (Perspectives énergétiques 2050, Boulouchos et al. 2022). Outre le développement de l’énergie de stockage et le stockage saisonnier de la chaleur pour réduire la demande d’électricité pour les pompes à chaleur en hiver, les centrales thermiques alimentées par des combustibles renouvelables constituent, comme pour la compensation des fluctuations à court terme, une option également adaptée à un nombre relativement faible d’heures de fonctionnement par an, étant donné que le coût du capital de ces installations est proportionnellement bas. Le principal défi est qu’il n’a pas encore été possible de démontrer que les technologies dont les principes sont connus pourraient effectivement produire de tels combustibles à grande échelle et à des coûts compétitifs. En outre, une partie des combustibles renouvelables devrait être stockée temporairement dans le pays afin de garantir un niveau élevé de sécurité d’approvisionnement. L’énergie éolienne serait la plus apte à une augmentation de la production hivernale, saison d’efficacité maximale, mais elle se heurte à une forte résistance, généralement locale. Il y aura quelques installations PV alpines et des centrales hydroélectriques supplémentaires, mais ces extensions de capacité sont limitées, principalement en raison de conflits avec la protection des paysages et de la biodiversité. Une nouvelle centrale nucléaire pourrait augmenter la production d’environ 5 à 6 TWh pour une unité de 1,2 GW pendant les six mois d’hiver et contribuer à améliorer l’approvisionnement hivernal, surtout en cas d’incertitude quant aux possibilités d’importation. Mais si les centrales nucléaires fonctionnent à pleine charge principalement en hiver et seulement partiellement ou pas du tout en été, leur facteur d’utilisation diminue et les coûts augmentent. Une solution pourrait consister à maintenir les centrales nucléaires en service toute l’année et à produire de l’hydrogène à grande échelle en été ou pendant les périodes de surplus de production d’électricité, pour l’utiliser dans des carburants synthétiques si cela peut se faire à prix compétitif. En revanche, si l’électricité excédentaire ne peut être utilisée de manière rentable, il pourrait y avoir des exigences différentes quant aux installations de production, centrales nucléaires ou énergies renouvelables, qui devraient être réduites durant ces périodes. Cela n’a cependant pas d’effet sur la rentabilité, puisque les prix sont nuls ou négatifs pour tous les producteurs en période de restriction. Adaptations du réseau électrique : L’approvisionnement est actuellement assuré par de grandes centrales nucléaires ou hydroélectriques à accumulation. Les centrales hydroélectriques peuvent être « day-ahead-dispatched »2 et fournissent simultanément différents services de régulation pour le réseau, tels que la régulation de la fréquence, les réserves de reconstitution et différentes réserves de remplacement. Le nombre de ces grandes centrales est relativement limité et elles sont reliées au réseau de transport à haute ou très haute tension. En revanche, les installations éoliennes et PV sont des sources décentralisées d’une puissance nominale de l’ordre du MW ou moins, qui sont raccordées à des réseaux à moyenne et basse tensions ou à des réseaux de distribution. La production est en principe stochastique et ne peut pas être contrôlée explicitement, sauf par un réglage temporaire, mais elle est à peu près prévisible dans une fourchette de quelques jours. Leur utilisation croissante doit s’accompagner d’une extension et d’un renforcement adéquats de la capacité actuellement limitée des réseaux de distribution électrique, ce qui implique des coûts de système corres2 Le dispatching day-ahead fait référence au processus de planification de l’exploitation des centrales électriques un jour à l’avance afin de répondre à la demande d’électricité prévue pour le jour suivant. Dans le cadre de cette procédure, les exploitants de centrales électriques soumettent des offres de fourniture d’électricité et les gestionnaires de réseau ou les acteurs du marché déterminent l’horaire optimal sur la base de la demande prévue, de l’offre disponible et des contraintes du système. 31 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 pondants (Gupta et al. 2021). Parallèlement, une extension du réseau est également nécessaire pour répondre à la demande locale croissante de pompes à chaleur et surtout de stations de recharge pour véhicules électriques (Willemsen et al. 2022). Le passage progressif d’une production d’électricité centralisée conventionnelle à une production d’électricité renouvelable décentralisée et variable nécessite en outre une capacité de stockage accrue en période de surproduction ainsi que des capacités de production de réserve plus importantes pour les cas extrêmes tels que des conditions météorologiques défavorables ou des pannes inattendues de grandes centrales, afin de stabiliser le réseau électrique (p. ex. AEMO 2017, CAISO 2016). Sans accord sur l’électricité et en cas, par conséquent, de faible intégration au réseau de l’UE, une nouvelle centrale nucléaire ne réduirait pas significativement le besoin de capacités de réserve, du fait que l’arrêt impromptu d’une centrale nucléaire nécessiterait des capacités de réserve similaires à la capacité de production de la plus grande centrale. Cet effet pourrait être atténué par l’installation de plusieurs petites unités (SMR) à la place d’une seule grande unité, à condition que de telles unités aient démontré leur fiabilité et leur rentabilité en exploitation commerciale de sorte à convaincre des exploitants potentiels. 5.2.3 Intégration dans le futur système électrique : Marché et coopération internationale La transformation du système d’approvisionnement en énergie nécessite, outre des installations flexibles, des mécanismes de marché et de contrôle appropriés afin de soutenir l’efficacité du système et de favoriser les adaptations requises, telles que le développement de capacités de stockage à court terme et saisonnières. Les marchés d’équilibrage ont récemment joué un rôle majeur dans la composition du prix final de l’électricité et devraient encore gagner en importance à l’avenir. Les prestataires de ces marchés proposent de fournir ou d’acheter de l’électricité pendant une période donnée pour compenser des déficits d’approvisionnement ou réduire les excédents d’offre. Les revenus de l’électricité nucléaire provenant de la vente d’électricité sur le réseau dépendent des prix futurs de l’électricité et de la durée d’exploitation (ou de la charge) d’une centrale nucléaire. Sur le marché suisse de l’électricité, les prix sont déterminés par le commerce transfrontalier et un prix de l’électricité « purement suisse » n’existe que dans les rares cas où les capacités de transport transfrontalier sont limitées. En théorie, les prix de l’électricité sont fixés par le rapport entre l’offre et la demande. La courbe de l’offre (également appelée « merit order », voir encadré 2) classe les capacités des centrales électriques en fonction de l’augmentation des coûts marginaux, par exemple des coûts des combustibles, sans tenir compte des coûts fixes des investissements. Les prix de l’électricité en Suisse, un petit pays, sont principalement influencés par de plus grands pays voisins comme l’Allemagne, l’Italie et la France, qui peuvent offrir leurs capacités sur le même marché (Schleiniger, Betz, Winzer 2019). Dans le cadre du « merit order », la préférence est accordée, pour l’achat d’électricité, aux installations de production présentant les coûts marginaux à court terme les plus bas, ce qui comprend les sources d’énergie renouvelables telles que l’énergie solaire, l’énergie éolienne et l’énergie hydraulique. L’énergie nucléaire a aussi de faibles coûts marginaux, mais qui peuvent néanmoins dépasser ceux des énergies renouvelables. Les énergies renouvelables étant de plus en plus utilisées en Suisse et dans les pays voisins, le marché de l’électricité aura avant tout besoin d’installations flexibles pour garantir un approvisionnement stable en électricité. L’utilisation des centrales nucléaires devrait donc dépendre à l’avenir de la capacité de suivi de charge (voir encadré 2) et de charges flexibles. Les centrales nucléaires ne sont pas bien adaptées à ce rôle, pas d’un point de vue technique mais plutôt économique, du fait qu’un fonctionnement en suivi de charge à grande échelle fait baisser le taux d’utilisation qui est l’un des principaux facteurs de coût de l’énergie nucléaire. Durant des périodes de prix de l’électricité négatifs, les centrales nucléaires doivent par exemple payer pour l’injection de courant dans le réseau, étant donné qu’elles n’ont que des possibilités limitées de suivi de charge et ne peuvent descendre à zéro pour de courts intervalles de temps de quelques heures. Les travaux de maintenance dans les centrales nucléaires sont donc effectués lors les périodes où les prix sont en moyenne bas, c’est-à-dire l’été, et le problème s’en trouve quelque peu réduit mais pas éliminé. 32 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 Encadré 2 : Le principe du « merit order » Le « merit order » classe les capacités des centrales électriques en fonction des coûts marginaux croissants, qui se composent principalement des coûts de combustible et d’exploitation et ne tiennent pas compte des coûts fixes d’investissement, des taxes ou des frais de réseau. Les tarifs de rachat fixes peuvent être pris en compte dans le prix de l’offre sur le marché, ce qui se traduit parfois même par des prix négatifs pouvant résulter du fait que les producteurs n’arrêtent pas leurs installations éoliennes ou PV, car ils perdraient alors les primes de rachat telles qu’il en existe par exemple en Allemagne (Keles 2020). Le « merit order » est une courbe d’offre à court terme des producteurs d’électricité existants, disponible à un moment donné et qui évolue au fil du temps. L’illustration suivante montre une telle courbe stylisée, représentant un marché avec peu d’options de production : - Énergies renouvelables à coût marginal proche de zéro comme le PV, l’éolien et le fil de l’eau (en vert) - Centrales nucléaires (en jaune) - Centrales hydroélectriques telles que les centrales de pompageturbinage (en bleu) - Centrales électriques à combustibles avec coûts variables élevés (en gris) L’axe horizontal indique la quantité d’électricité que chacune de ces options de production peut fournir au prix correspondant (indiqué sur l’axe vertical), dans l’ordre croissant des coûts marginaux, et représente aussi la courbe de l’offre (en rouge). La courbe de la demande (en noir) montre la quantité d’électricité que les acheteurs sont prêts à acheter à différents niveaux tarifaires. Le prix actuel du marché est déterminé par l’intersection entre la courbe de l’offre et celle de la demande. Actuellement, la courbe de la demande ne réagit guère aux prix, en raison de la faible flexibilité de la demande, ce qui explique sa forme verticale rigide. Le graphique montre deux niveaux de demande (élevé et faible), qui reflètent la situation aux heures de pointe ou lorsque la demande est plus faible, par exemple en fin de semaine. Ces deux courbes de la demande conduisent à deux niveaux tarifaires de l’électricité différents (Ph et Pl). Si la part de la production d’énergies renouvelables issues du PV et de l’éolien continue d’augmenter (graphique de droite), les autres centrales qui participent à l’offre seront repoussées vers la droite de la courbe. En fonction de la demande, cela entraînera une baisse des prix, du fait que les capacités à coûts variables supérieurs sont de moins en moins utilisées. Comme la demande devient toujours plus flexible, la courbe de la demande s’aplatit et entraînera à long terme une baisse des prix moyens. Aujourd’hui Avenir Demande (élevée) Demande (élevée) Demande (basse) Demande (basse) MW MW €/MWh€/MWh Ph Ph Pi Pi Offre Offre Encadré 2 : « Merit order » stylisé montrant un marché avec peu d’options de production : les énergies renouvelables d’un coût marginal proche de zéro comme le PV, l’éolien et le fil de l’eau (en vert) ; les centrales nucléaires (en jaune) ; l’hydroélectricité comme le pompage-turbinage (en bleu) ; et les centrales à combustibles à coûts variables élevés (en gris). Description du texte dans l’encadré 2. Source : Regina Betz 33 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 Privilégier l’arrêt des énergies renouvelables par rapport aux centrales nucléaires n’aidera guère, puisque les prix sont négatifs pendant les périodes où l’arrêt est nécessaire et celui-ci ne modifie pas les recettes, du moins pas sur un marché libre. Une compensation partielle du manque à gagner en cas de faible utilisation des centrales nucléaires pourrait être obtenue par un rendement accru en période de faible production d’énergies renouvelables, c’est-à-dire lorsque les prix de l’électricité sont plus élevés. L’énergie nucléaire est néanmoins encore principalement en concurrence avec l’énergie hydraulique. En cas d’utilisation d’un électrolyseur pour la production de carburants synthétiques, une centrale nucléaire présente l’avantage, du point de vue du système, de pouvoir être exploitée directement sur le site de l’installation et de réduire ainsi la charge du réseau par rapport à un système comprenant des installations de production décentralisées. La viabilité économique du Power-to-X par les centrales nucléaires dépend toutefois de l’évolution du marché correspondant, et est très incertaine. Globalement, la charge de l’énergie nucléaire baissera probablement dans un marché avec une part élevée d’énergies renouvelables, ce qui engendrera une hausse des coûts pour l’énergie nucléaire (Hirth, Ueckerdt, Edenhofer 2015). Une série d’études portent sur les coûts de production de l’électricité (LCOE), mais les études complètes et les évaluations relatives aux coûts du système, c’est-à-dire aux coûts incluant les adaptations du système global comme par exemple l’extension du réseau, sont encore rares.3 L’intégration de grandes quantités d’énergies renouvelables nécessite une extension considérable du réseau électrique pour assimiler les pics de production ainsi que des capacités de stockage saisonnières. L’extension requise du réseau pourrait par exemple être réduite 3 Dans une récente étude, l’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE (2022) a par exemple analysé les coûts de la décarbonisation du système énergétique suisse pour différentes combinaisons de sources de production d’électricité. Cette étude parvient à la conclusion que les scénarios basés sur un mix de production d’énergies renouvelables et de charge de base nucléaire présentent tous des coûts de système inférieurs à ceux des scénarios basés exclusivement sur des énergies renouvelables variables. Certaines conclusions semblent incontestées, par exemple que le scénario le plus rentable pour atteindre des émissions nettes nulles en 2050 consisterait à exploiter à long terme les deux centrales nucléaires suisses les plus récentes tout en maintenant les capacités d’interconnexion pour les échanges d’électricité avec les pays voisins au niveau de 2022, ou que des capacités d’interconnexion suffisantes restent essentielles pour la sécurité de l’approvisionnement en électricité de la Suisse. Il est toutefois important de noter que, en ce qui concerne les scénarios avec de nouvelles centrales nucléaires, l’étude ne prend en compte ni l’autoconsommation et du stockage local des énergies renouvelables, ni la gestion de la demande (si bien que le coût d’extension du réseau en raison des énergies renouvelables est surestimé). Elle exclut également la possibilité d’un arrêt imprévu d’une grande centrale nucléaire (ce qui, en cas de faible intégration dans le réseau de l’UE, nécessiterait une capacité de réserve élevée, comme pour les énergies renouvelables, et augmenterait les coûts du système pour les centrales nucléaires). Hélas, l’étude ne comporte pas d’indications sur la sensitivité ou de barres d’erreur pour ses résultats. Une autre étude (ESC 2023) évalue également les coûts de divers scénarios avec la prolongation de l’exploitation des centrales nucléaires existantes et la construction de nouvelles centrales, mais néglige aussi un certain nombre de facteurs. par l’autoconsommation, le stockage local et la régulation ou encore la gestion de la demande. De plus, une extension du réseau local s’impose également pour l’électrification du chauffage et des véhicules (stations de recharge locales nécessitant des capacités accrues). Les résultats des études dont nous disposons divergent passablement, ce qui montre la grande influence du choix et des hypothèses du modèle sur les résultats. Dans une étude de l’OFEN (Willemsen et al. 2022), le soutirage par les consommateurs restera le facteur déterminant pour l’extension du réseau dans la plupart des réseaux régionaux jusqu’en 2050, malgré une production PV importante alors que, dans les scénarios de l’AES (Demiray et Ingold 2024), c’est plutôt l’extension du PV qui est le facteur pertinent, sauf dans les zones urbaines, et les coûts d’extension du réseau sont globalement trois fois moins élevés que dans l’étude de l’OFEN. De manière générale, l’évaluation des coûts totaux du système, avec ou sans nouvelle centrale nucléaire, en réponse aux différentes évolutions de l’offre et de la demande, est très complexe et implique de multiples hypothèses concernant l’évolution future, encore inconnue, de facteurs clés. En plus du fait que les données LCOE fiables et comparables sont encore rares, cela concerne notamment les durées de construction et coûts de nouvelles centrales nucléaires, l’intégration dans le marché de l’électricité de l’UE, l’évolution de l’autoconsommation et du stockage local des énergies renouvelables, la disponibilité et les coûts des combustibles synthétiques, les coûts de back-up pour les centrales nucléaires, des évolutions politiques et réglementaires ou la structure locale et la répartition dans le temps des stations de recharge des véhicules électriques. Des hypothèses correspondantes sont donc nécessaires dans les études de coûts systémiques, en sachant que différents modèles impliquent des hypothèses divergentes et prennent en compte ou écartent divers facteurs. Il est donc compréhensible que les résultats des études aient de grandes incertitudes et que les conclusions varient fortement. Si davantage de ménages privés deviennent des « prosommateurs », c’est-à-dire qu’ils produisent et consomment, la demande résiduelle sur le marché de l’électricité diminuera. Il sera donc plus difficile de réguler les énergies renouvelables, si bien que la probabilité de contrats publics spécifiques augmentera. Cela nécessitera des prix fixes plus élevés pour l’énergie nucléaire, en raison d’une réduction de la durée et de la capacité d’utilisation. L’intégration de nouvelles centrales nucléaires au marché dépendra également du niveau d’intégration au marché de l’électricité de l’UE. Un accord sur l’électricité avec l’UE et/ou l’intégration dans le marché européen de l’électricité réduira le besoin d’approvisionnement hivernal national et fera baisser les prix du marché en hiver, 34 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 l’UE disposant d’importantes capacités éoliennes dont la production est essentiellement hivernale (voir chapitre 6.2). 5.2.4 Rôle de l’État La plupart des projets de construction de nouvelles centrales nucléaires lancés ces dernières années dans le monde ont nécessité d’importants soutiens étatiques, par exemple sous la forme d’entreprises ou d’investisseurs publics, de prêts publics, de contrats d’achat d’électricité à prix fixe (p. ex. Royaume-Uni, Finlande), d’indemnités en cas d’annulation du projet ou de fermeture pour raison politique et/ou de contrats de partage des coûts et bénéfices (p. ex. Suède). L’intervention de l’État s’explique principalement par les différents risques d’investissement et des revenus incertains (voir chapitre 5.1.1). Il est très probable qu’un soutien de l’État sera également nécessaire en Suisse. Dans ce contexte, le soutien étatique signifie un soutien de la Confédération, vu que l’énergie nucléaire est de sa compétence, contrairement à la plupart des énergies renouvelables. En cas de décision politique de promouvoir l’énergie nucléaire, la mise en œuvre ainsi que les réglementations et prescriptions correspondantes ne peuvent pas être transférées aux cantons, c’est la Confédération qui devrait apporter le soutien. Compte tenu du fait que la plupart des sociétés d’exploitation, du moins des grandes centrales nucléaires existantes, sont détenues par les cantons, ceux-ci pourraient, s’ils y sont disposés, contribuer indirectement à la couverture du risque ou au soutien financier. Il semble probable que la nature et l’ampleur du soutien de l’État et/ ou éventuellement des cantons doivent être définies politiquement et nécessiteront des modifications législatives avant que les investisseurs et les exploitants potentiels ne se décident à demander une autorisation générale. L’énergie nucléaire est actuellement subventionnée indirectement, par la limitation de la responsabilité des exploitants de centrales nucléaires en cas d’accident grave. Cela est aussi valable pour les grandes centrales hydroélectriques, mais pas pour les centrales éoliennes et PV, pour lesquelles, en raison de leur caractère décentralisé, le dommage potentiel en cas d’accident serait bien moindre et peut aisément être assuré. Un soutien supplémentaire de l’État se concentrera probablement sur des garanties financières de quelque nature que ce soit. Des interventions sur le marché de l’électricité, par exemple en privilégiant l’énergie nucléaire en cas de surproduction (Verbruggen et Yurchenko 2019), n’auraient toutefois guère d’utilité en raison des prix négatifs de l’électricité dans ces périodes. En l’absence d’accord sur l’électricité avec l’UE, des capacités de réserve sont nécessaires pour compenser à court terme la défaillance imprévue d’une centrale. Ces capacités de réserve sont d’abord mises à disposition par une activation automatique de capacités de réserve (jusqu’à 15 secondes après la défaillance), puis par Swissgrid, soit en activant des options de prélèvement, par exemple de centrales hydroélectriques, soit par une centrale à gaz de réserve (jusqu’à 15 minutes après la défaillance). Passé ce délai, l’exploitant de la centrale en panne est responsable du remplacement de l’électricité manquante jusqu’à sa remise en service. Cela ne sera guère possible sans une centrale de réserve disposant de réserves de combustible suffisantes, car les réservoirs d’eau existants ne suffiraient pas et les importations depuis l’UE ne sont pas garanties, par exemple en cas de pénurie d’électricité. 5.3 Évaluation Le tableau 4 résume les informations susmentionnées et fournit un premier aperçu. Tableau 4 : Principaux points de l’évaluation des caractéristiques et expériences pour de nouvelles centrales nucléaires de génération III/III+, commentaires correspondants et conséquences potentielles. Caractéristiques et expériences Remarques/Conséquences Coûts et structure des coûts (chap. 5.1.1) De grandes installations sont nécessaires pour réaliser des économies d’échelle ; investissements à long terme à forte intensité de capital ; risques financiers élevés ; fortes incertitudes ; l’installation d’EDF coûte 10 à 13 milliards de CHF par unité ; coûts spécifiques 4-15 MCHF/MWe (différents types de réacteurs) ; coût de revient (LCOE) 7,5-19 ct./kWh. Les coûts varient fortement en fonction de la durée de construction, des intérêts et de l’utilisation future ; une aide publique sera probablement indispensable. Durée de construction (chap. 5.1.2) Projets complexes avec de nombreuses tâches interdépendantes ; les durées de construction dans le monde varient entre 4 et 17 ans ; dans les pays occidentaux, il faut compter au minimum 8 ans. Les durées de construction s’allongent en cas de modifications tardives de la conception, de problèmes avec des projets initiaux ou de goulots d’étranglement dans la chaîne d’approvisionnement. 35 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 Structure du secteur de la construction (chap. 5.1.3) L’industrie occidentale et les chaînes d’approvisionnement sont fragmentées ; une pénurie de main-d’œuvre qualifiée est possible ; EDF/France et Westinghouse/USA, éventuellement KEPCO/Corée du Sud et GE-Hitachi/Japon, pourraient être des entreprises de construction potentielles pour une nouvelle centrale nucléaire en Suisse. Faible choix de prestataires, défis dans la chaîne d’approvisionnement, peu de concurrence ; les fournisseurs potentiels ont des problèmes financiers. Caractéristiques opérationnelles (chap. 5.1.4) Actuellement, charge de base avec un taux d’utilisation de 80-90 % ; fonctionnement en suivi de charge possible dans une plage de taux d’utilisation de 30-100% (80-100 % facilement réalisable ; 30-50 % possible, mais moins favorable) ; des taux d’utilisation plus faibles ont un effet négatif sur la rentabilité. Le fonctionnement en suivi de charge est possible, mais la plage de modulation de 1 à 2 centrales nucléaires est relativement faible par rapport aux centrales à barrage et au développement à long terme des installations PV. Sécurité (chap. 5.1.5) Risque majeur : risque résiduel d’un accident avec une probabilité très faible et des conséquences très lourdes ; les normes de sécurité se sont améliorées au fil des ans ; les nouvelles centrales de génération III/III+ ont un niveau de sécurité bien supérieur à celui requis dans le passé ; la probabilité d’un endommagement du cœur du réacteur est au moins 100 fois inférieure à celle de l’ancienne génération II. La sécurité des nouvelles centrales nucléaires est bien plus élevée que celle des centrales actuelles. Approvisionnement en combustible (chap. 5.1.6) Réserves naturelles d’uranium largement répandues, couvrant les besoins pour les siècles à venir ; peu de sites d’extraction dans le monde en raison des prix bas ; efforts de reconstruction de l’extraction minière et de l’enrichissement aux États-Unis et en Europe ; l’approvisionnement en combustible pour les centrales nucléaires suisses ayant été diversifié. L’approvisionnement en combustible pour l’utilisation future de l’énergie nucléaire n’est pas un thème majeur (question de prix et de sécurité d’approvisionnement, mais le prix du combustible n’est pas un facteur déterminant). Déchets radioactifs (chap. 5.1.7) Manque d’expérience internationale en matière de construction et d’exploitation (complète) d’un dépôt en profondeur. Un site a été identifié en Suisse. Le processus politique correspondant est en cours. Mise en service prévue pour 2050. Processus de planification en cours ; démonstration de la faisabilité (à long terme) sur la base des connaissances actuelles en matière de procédures. Impact environnemental (chap. 5.1.8) Les centrales nucléaires comptent parmi les sources d’énergie à faibles émissions de CO2 et les autres incidences sur l’environnement sont également moindres, à l’exception de rayonnements ionisants en cas d’accidents (improbables). Hormis les rayonnements ionisants, l’énergie nucléaire est la source d’énergie la moins polluante. Fermeture et démantèlement (chap. 5.1.9) Premières expériences avec le démantèlement de la centrale nucléaire de Mühleberg ; le processus prend env. 15 ans. Le démantèlement et l’élimination des déchets sont payés à l’avance par les exploitants (constitution d’un fonds). Le démantèlement est devenu un travail de routine. Perspectives sociétales (chap. 5.2.1) L’énergie nucléaire est un sujet qui polarise et fait débat politiquement, aussi pour une prolongation de la durée d’exploitation des centrales existantes. Rôle important de l’opposition de la population à l’énergie nucléaire en général, mais aussi aux décisions de financement (subventions publiques). L’ampleur de l’opposition ou du soutien dépend fortement du projet concret (technologie ; prolongation ou nouvelle installation) et peut être influencée par des événements extérieurs. La résistance sociale peut stopper ou prolonger les processus. L’approbation ou le rejet par la population dans un cas concret dépend de facteurs situationnels et externes ainsi que des progrès dans le développement des énergies renouvelables. Changements de système et conséquences (chap. 5.2.2) Le système énergétique suisse est en pleine mutation. Ancien système : énergie nucléaire et hydroélectrique en charge de base ; très flexible. L’hydroélectricité à accumulation stocke l’électricité de base ou l’électricité excédentaire de l’UE et la vend en fonction des besoins en cas de forte demande et de prix élevés en Suisse et à l’étranger ; forte intégration dans le réseau électrique de l’UE. Nouveau système : part élevée de production renouvelable fluctuante, avec surproduction en été et sous-production en hiver ; intégration peu claire dans le réseau électrique de l’UE ; besoin croissant en capacités d’équilibrage (à court terme et surtout de manière saisonnière) et de production en hiver. Nouveaux défis pour l’énergie nucléaire : une surproduction générale en été et un éventuel fonctionnement en suivi de charge réduisent le taux d’utilisation et augmentent les coûts moyens de production si aucune utilisation rentable de la surproduction ne peut être trouvée. De nouveaux modèles commerciaux sont nécessaires, ce qui imposera probablement des incitations gouvernementales. Intégration du marché (chap. 5.2.3) Périodes prévisibles de prix de marché très bas ou négatifs (surtout en été) ; compensation des recettes en période de prix élevés incertaine ; le marché de l’électricité nécessite en premier lieu une production d’électricité flexible ; grandes incertitudes quant à l’évolution de facteurs susceptibles d’influencer les prix (prix de l’électricité, possibilités d’importation/exportation, capacités de stockages, etc.) et à la rentabilité d’une nouvelle centrale nucléaire ; risques d’investissement élevés pour les nouvelles centrales nucléaires ; les nouveaux projets dans des pays de l’OCDE ont nécessité un soutien public massif. Le futur taux d’utilisation des centrales nucléaires sera probablement déterminé par les besoins en puissance de réglage et en charges flexibles ; les nouvelles centrales nucléaires nécessiteront très probablement un soutien financier et des garanties considérables de la part de l’État. Rôle de l’État (chap. 5.2.4) La plupart des centrales nucléaires construites dans le monde ces dernières années ont nécessité des soutiens publics en raison de risques d’investissement élevés et de revenus incertains ; l’énergie nucléaire est subventionnée indirectement par la limitation de la responsabilité des exploitants de centrales nucléaires en cas d’accident majeur ; sans accord sur l’électricité avec l’UE, il faudra des capacités de production de réserve en cas de panne impromptue. En Suisse, la construction d’une nouvelle centrale nucléaire nécessitera probablement un soutien de l’État ; sans accord sur l’électricité avec l’UE, il faudra des capacités de réserve de l’ordre de grandeur d’une centrale nucléaire. höher weil nicht genügend Platz 36 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 Comparaison avec les sources d’énergie renouvelables : Une comparaison approfondie entre l’énergie nucléaire et les énergies renouvelables ne fait pas partie de notre rapport. Néanmoins, le tableau 5 présente une comparaison entre l’énergie nucléaire et les énergies renouvelables les plus courantes pour un certain nombre de caractéristiques. Cette comparaison n’est effectuée que qualitativement pour l’ensemble des caractéristiques pour la raison suivante : de nombreuses caractéristiques, dont les coûts, les émissions de CO2, etc., englobent de multiples paramètres présentant une grande variabilité ou incertitude et qui dépendent d’évolutions inconnues. Chaque étude doit de ce fait effectuer de nombreuses hypothèses et, selon le modèle, inclure ou exclure diverses influences et ces décisions peuvent être conditionnées par certains intérêts. Comme les plages d’incertitude des différentes sources d’énergie se chevauchent bien souvent, des données plus quantitatives, bien que parfois souhaitables, ne présenteraient guère d’utilité pour les décisions politiques. En outre, certaines caractéristiques ont des propriétés spécifiques qui rendent les comparaisons très difficiles (par exemple les effets de la radioactivité sur la santé par rapport aux dommages physiques causés par la rupture d’un barrage). Tableau 5 : Comparaison entre l’énergie nucléaire et les sources d’énergie renouvelables sur un certain nombre d’aspects (LCOE : coût de revient ; CAPEX : coût du capital ; OPEX : coûts d’exploitation ; CHP : production combinée de chaleur et d’électricité ; TGCC : centrale à gaz et à vapeur ; kWh : kilowatt-heure) Caractéristique Nucléaire Énergie hydraulique (au fil de l’eau) Énergie hydraulique (stockage) PV solaire Éolien Biomasse Régularité/ Flexibilité Charge de base (sauf pour les travaux d’entretien) ; en général constante ; fonctionnement en suivi de charge principalement dans la plage 80-100%, 30-100% possible En général, faible variabilité (principalement saisonnière, pics occasionnels en cas de fortes précipitations) Flexibilité maximale Très volatile (minutes à saisonnier) Très volatile (minutes à saisonnier) Principalement charge de base (issue de l’incinération des déchets et de la gazéification) ; flexible dans les installations de CCF ou de TGCC Part d’électricité hivernale ~55% 1 ~35% 1 ~50% 1 20-30% (sur le toit) à 50% (alpin) 2 ~deux tiers 3 Environ 50 % (estimation) Structure des coûts CAPEX élevés, OPEX faibles CAPEX élevés, OPEX faibles CAPEX élevés, OPEX faibles CAPEX élevés, OPEX faibles CAPEX élevés, OPEX faibles CAPEX et OPEX sont tous deux pertinents « Merit order » (rang du coût marginal le plus bas) 2 1 L’offre dépend des fluctuations de prix attendues 1 1 1-2 LCOE pour les nouvelles constructions (par rapport à l’énergie nucléaire ; les coûts peuvent varier d’un facteur 2 à 4 pour tous les types) 4 Dépend de nombreux facteurs (type, pays, expérience, temps de planification et de construction, modifcations de la construction, taux d’utiliation moyen, etc.) Tendance plus faible que pour l’énergie nucléaire Tendance plus faible que pour l’énergie nucléaire Généralement plus faible pour les grandes installations ; comparable ou plus élevé sur le toit, selon la taille de l’installation et le site (en plein air − sauf alpin − plus faible que sur le toit) ; l’autoconsommation du toit peut être plus avantageuse que l’électricité du réseau Généralement comparable à l’énergie nucléaire (onshore plus faible qu’offshore) Selon l’origine de la biomasse : à partir de déchets dans l’ordre de grandeur du nucléaire, sinon tendance supérieure Coûts supplémentaires du système (en plus du LCOE ; p. ex. extension du réseau, stockage saisonnier, etc.) Centrale de réserve nécessaire en cas de faible intégration au réseau de l’UE Aucune Aucune Stockage saisonnier (en fonction des possibilités d’importation/exportation et du degré d’autarcie souhaité)/ extension du réseau (en fonction de l’utilisation/ du stockage local et de la gestion de la demande), centrale de réserve nécessaire en cas de faible production hivernale, en particulier en cas de faible intégration au réseau de l’UE Extension du réseau (en fonction du réseau existant ainsi que de l’utilisation et du stockage locaux) Aucune 37 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 Subventions publiques/ Soutien/Dettes externalisées (les subventions pour les énergies renouvelables proviennent du supplément réseau de 2,3 ct/kWh) 5 Centrale nucléaire existante : couverture des coûts des dommages en cas d’accident > CHF 1,5 milliard ; éventuellement soutien financier pour l’entretien en cas de prolongation de l’exploitation Nouvelle centrale nucléaire : sans doute garantie supplémentaire de sécurité de l’investissement (prix minimum, garantie contre les risques politiques et techniques, etc.) Voir l’hydroélectricité à accumulation Actuellement : couverture des coûts des dommages résultant d’un accident > fonds de l’exploitant ; indemnisation unique pour la construction de nouvelles installations ou prix minimum garanti (somme totale de 0,5 ct/ kWh provenant du supplément réseau) À l’avenir : Indemnisation jusqu’à fin 2030/2031 ; éventuellement prime pour le stockage ou la mise à disposition de flexibilité supplémentaire (pompage-turbinage) Actuellement : Indemnisation unique et appels d’offres pour la construction de nouvelles installations (1,0 ct/kWh provenant du supplément réseau), plus de nouvelles rétributions de l’injection (contrats restants : 0,1 ct/kWh provenant du supplément réseau) À l’avenir : Les rémunérations prennent fin en 2030/2031 Actuellement : Indemnité unique pour la construction de nouvelles installations (0,3 ct/kWh prélevé sur le supplément réseau) À l’avenir : Indemnités jusqu’à fin 2030/2031 Actuellement : (Petite) indemnité unique pour la construction de nouvelles installations (0,03 ct/kWh provenant du supplément réseau combiné avec la petite hydroélectricité) À l’avenir : Indemnisation jusqu’à fin 2030/2031 Nouvelles subventions pour le biométhane prévues dans l’ordonnance CO2 Émissions de gaz à effet de serre 4 Faibles (par rapport à l’énergie fossile) Faibles (par rapport à l’énergie fossile) Faibles (par rapport à l'énergie fossile) Faibles (par rapport à l’énergie fossile), tendanciellement supérieures à celles d’autres énergies renouvelables Faibles (par rapport à l’énergie fossile) Tendanciellement supérieures à celles d’autres énergies renouvelables Besoins en espace/surfaces, impact sur le paysage (par kWh) 6 Très faibles Moyens Grands Très grands pour les espaces ouverts ; remplace d’autres constructions artificielles sur les bâtiments Faibles (espace)/ Grands (paysage) Moyens Besoins en matériaux par kWh (béton, acier, cuivre, terres rares) sauf uranium 7 Faibles Moyens Grands (surtout béton) Très grands (cuivre, béton, acier, aluminium) Très grands (acier, béton, terres rares) Grands Autres impacts environnementaux majeurs (par kWh) 4 (avec des caractéristiques différentes et donc difficilement comparables) Toxicité pour l’homme (rayonnements ionisants : aucun pendant le fonctionnement ; élevés en cas d’accidents rares) Très faible Très faible (élevée pour les dommages aux infrastructures et aux personnes en cas de rupture de barrage) Eau douce, poussières fines, faible risque d’écotoxicité/ toxicité humaine Toxicité humaine (non cancérigène) Poussières fines Acceptation par le public 8 Varie au fil du temps, environ 50/50 à long terme. La prolongation de la durée d’exploitation est mieux acceptée que les nouvelles centrales nucléaires ; critique au niveau régional/local Très élevée pour les grandes installations, moyenne pour les petites Très élevée pour les grandes installations existantes, moyenne pour les petites et de nouvelles grandes installations Très élevée sur les bâtiments, moyenne pour les espaces ouverts Généralement élevée, plutôt faible au niveau local Élevée Dépendance à l’égard d’intrants étrangers (combustible/ technologie) Technologie : très élevée (quatre fournisseurs potentiels : USA/FRA/ KOR/JAP) ; Combustible : très élevée (plusieurs pays) Technologie : mixte (Suisse/ Europe) ; combustible : aucune Technologie : mixte (Suisse/ Europe) ; combustible : aucune Technologie : Cellules solaires : très élevée (généralement Chine) ; modules : élevée (généralement Chine) ; combustible : aucune Technologie : mixte (Suisse/ Europe/ Chine) ; combustible : aucune Technologie : mixte Combustible : très faible Sources : 1 OFEN 2024a (graph. 7/8 ; tableau 11) ; 2 p. ex. BKW 2024 ; 3 OFEN 2022 ; 4 Zhang et Bauer 2018 ; Lazard 2024 ; 5 OFEN 2024c ; 6 Zhang et Bauer 2018 ; 7 Peterson et al. 2005 ; AIE 2021 ; 8 voir chapitre 5.2.1 38 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 6 Évolutions majeures, décisions et calendrier potentiel pour une nouvelle centrale nucléaire en Suisse Ce chapitre examine et analyse l’articulation et la chronologie des principales évolutions susceptibles d’influencer le processus menant à une nouvelle centrale nucléaire en Suisse, avec un résumé dans les graphiques 4 et 5. Ces évolutions comprennent notamment des décisions politiques telles que des révisions de la loi ou des votations populaires, mais aussi des développements technologiques, par exemple dans le domaine des énergies renouvelables. Nous nous intéressons plus particulièrement à l’initiative « Stop au blackout » et à son contre-projet, à l’accord sur l’électricité conclu avec l’Union européenne, à l’évolution du développement des énergies renouvelables et des combustibles synthétiques ainsi qu’aux autorisations accordées pour de nouvelles centrales nucléaires. Des décisions d’investisseurs et d’exploitants potentiels joueront également un rôle important. C’est sur cette base que les principales décisions sont identifiées et qu’un calendrier potentiel des événements et des développements, ainsi que de leurs interrelations, est établi d’aujourd’hui à 2050. L’accent est mis sur les parties prenantes et les principales décisions, ainsi que sur les interdépendances complexes entre les décisions et le temps nécessaire à la construction et à l’exploitation d’une nouvelle centrale nucléaire. Ce calendrier ne signifie pas que les auteurs du rapport considèrent que de nouvelles centrales nucléaires sont plus ou moins probables ou qu’elles sont plus ou moins appropriées que des alternatives pour le système électrique suisse. Ils partent cependant du principe qu’avec ou sans nouvelles centrales nucléaires un développement massif des énergies renouvelables est indispensable. Les moments des décisions et le calendrier sont basés sur des estimations et comportent dès lors une certaine incertitude. 6.1 Initiative « Stop au blackout » et contre-projet La législation en vigueur interdit l’octroi d’autorisations générales pour la construction d’une nouvelle centrale nucléaire en Suisse (voir chapitre 2). Actuellement, l’initiative populaire « Stop au blackout » visant à modifier la Constitution ainsi qu’un contre-projet indirect du Conseil fédéral, qui modifierait la loi, ont pour but de lever cette interdiction. L’initiative sera certainement soumise au vote du peuple, le contre-projet le sera très probablement s’il est adopté par le Parlement. Ce vote pourrait avoir lieu fin 2026 ou en 2027, simultanément ou à des moments différents et dans l’un ou l’autre ordre. L’acceptation de l’initiative nécessiterait une double majorité, celles du peuple et des cantons. En cas de référendum facultatif, seule la majorité du peuple est requise pour qu’un contre-projet indirect soit adopté. Celui-ci pourrait entrer en vigueur peu après le vote, à moins que le Parlement ne décide de le soumettre uniquement après un rejet de l’initiative. Si l’initiative « Stop au blackout » est acceptée par la majorité du peuple et des cantons, le Parlement devra se prononcer sur la suite de la mise en œuvre juridique et proposer une modification de la loi. Celle-ci sera à nouveau soumise au référendum facultatif, éventuellement avec une nouvelle votation populaire. Ce processus prendrait de nouveau environ 2 à 4 ans. Si le contre-projet indirect était, lui, accepté dans la forme proposée, il faudrait procéder à une modification de la loi pour appliquer le contenu de l’initiative en ce qui concerne la possibilité de construire de nouvelles centrales nucléaires et l’entrée en vigueur pourrait être immédiate. La mise en œuvre des exigences supplémentaires de l’initiative, notamment la production d’énergie respectueuse du climat, sans origine fossile, devra être transposée dans la loi, mais n’aura pas de conséquences directes sur la construction de nouvelles centrales nucléaires. Si l’initiative et le contre-projet sont tous deux rejetés, les chances de construire une nouvelle centrale nucléaire en Suisse d’ici environ 2050 diminueront considérablement. La première décision (D1) est l’issue de la votation populaire sur l’initiative « Stop au blackout » et le contre-projet au cours du semestre d’hiver 2026/2027 (début des débats parlementaires au cours du semestre d’hiver 2025/2026). La dernière date de votation possible dans le cas où le contre-projet serait adopté par le Parlement sera juin 2028. Calendrier : 2026/2027 (dans la plupart des cas), environ 2030 en cas d’adoption de l’initiative « Stop au blackout » (avec une estimation de 3 ans de débats parlementaires sur sa transposition dans la loi, y compris référendum facultatif). Responsabilité : Parlement et population. 39 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 graphique 5 Le processus politique décrit dans ce chapitre conduit à une succession de décisions politiques qui prennent toutes un certain temps, de sorte qu’un délai minimum est nécessaire avant la mise en service d’une nouvelle centrale nucléaire (voir graphique 5). Il est très probable que des investisseurs potentiels attendront pour planifier une nouvelle centrale nucléaire que les décisions politiques fondamentales soient prises (levée de l’interdiction de nouvelles centrales nucléaires, décisions sur l’accord sur l’électricité avec l’UE, soutien public et garanties financières pour de nouvelles centrales nucléaires). Le temps que prendra le processus de décision jusqu’à la demande d’autorisation générale est difficile à évaluer. Le graphique 5 intègre la succession de ces décisions, avec certaines zones d’incertitude, dans un calendrier qui donne une idée de la possibilité la plus proche de mise en service d’une nouvelle centrale nucléaire. 2025 2030 2035 2040 2045 2050 1-3 ans après D3 : Décision d’investissement après évaluation 4 ans après D 4 : Octroi de l’autorisation générale (év. votation) (2026/2027) Votation initiative « Stop au blackout »/contre-projet 3-4 ans après D1 : Approbation de la loi sur le subventionnement de centrales nucléaires (év. votation) Légende Votations Autorités/tribunaux Exploitant/investisseur 5 - 6 ans après D 5 : Octroi du permis de construire Début de la construction (év. après oppositions) 8 ans ou plus après D6 : Construction Autorisation d’exploiter Début de l’exploitation de la nouvelle centrale nucléaire D1 D 3 D 4 D 5 D 6 D 7 Graphique 5 : Estimation du temps nécessaire cumulé pour les processus de décisions politiques et liés à l’exploitation d’une nouvelle centrale nucléaire. L’étoile indique l’estimation de la date la plus proche sur la base de valeurs empiriques des décisions D1 à D7 (voir chapitre 6). Le trait en pointillé indique à chaque fois la plage d’incertitude cumulée de l’estimation de la durée des processus précédents. Le calendrier est basé sur le cadre juridique existant et les modifications de la loi minimales à prévoir afin de permettre une nouvelle centrale nucléaire (D2 pas mentionnée ici étant donné qu’elle n’influence pas directement le cadre temporel). 46 Perspectives de l’énergie nucléaire en Suisse • Rapport de base • Swiss Academies Reports, Vol. 20, No 5, 2025 Bibliographie AEMO (2017) Review of the Black System South Australia Report - System Event of 28 September 2016. AEMO, Melbourne, VIC, Australie, 2017. Bauer C, Hirschberg S et al. (2017) Potentials, costs and environmental assessment of electricity generation technologies PSI, WSL, ETHZ, EPFL. 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Leur activité est orientée vers le long terme et vise l’excellence scientifique. Elles se fondent sur les savoirs scientifiques pour conseiller les politiques et le public sur des questions touchant de près la société. La Commission élargie de l’énergie des Académies suisses des sciences promeut et coordonne la discussion et l’échange scientifique sur les thèmes de l’énergie et de l’utilisation durable des ressources au sein de la communauté de recherche et cultive le dialogue avec la politique et la société. Elle recherche la collaboration avec les hautes écoles et les hautes écoles spécialisées suisses et entretient un réseau de la communauté de recherche suisse sur le thème de l’énergie.