La demande mondiale d'énergie continue de progresser, l'énergie nucléaire est un pilier essentiel de la poursuite d'un approvisionnement en électricité fiable à faible intensité de carbone. Les conceptions de réacteurs à eau pressurisée de la prochaine génération promettent des améliorations importantes par rapport aux parcs actuels, notamment des marges de sécurité accrues, une plus grande efficacité et des coûts de cycle de vie plus faibles.

Le paysage de l'économie de l'énergie nucléaire

Bien que les centrales existantes se soient avérées stables et à faible coût marginal, les nouvelles constructions ont été en proie à des dépassements de coûts, à des retards de calendrier et, dans certains marchés, à des pannes d'actifs. Selon l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA)[, les coûts d'investissement des grands réacteurs à eau légère peuvent dépasser 6 000 $ à 8 000 $ par kilowatt sur les marchés occidentaux, ce qui les rend difficiles à financer sans un solide soutien gouvernemental ou des bilans de services publics.

Dans les marchés de gros déréglementés de l'électricité, les centrales nucléaires doivent concurrencer les énergies renouvelables intermittentes (solaire et éolienne) avec des coûts marginaux proches de zéro et contre les turbines à gaz à cycle combiné qui offrent une rampe rapide et des coûts de carburant faibles. La tarification du carbone, les paiements de capacité et les mandats d'énergie propre peuvent réduire l'écart, mais sans ces mécanismes, les PWR de prochaine génération font face à une bataille en amont.

Principales innovations dans la conception de la prochaine génération de RAP

Les conceptions avancées de la RPP intègrent une série d'améliorations techniques qui ont une incidence directe sur les performances économiques.Ces innovations peuvent être regroupées en trois catégories principales : la sécurité passive, la construction modulaire et les améliorations du cycle du combustible.

Systèmes de sécurité passive

Par exemple, la conception AP1000] utilise un système de refroidissement passif par confinement et des réservoirs d'injection alimentés par gravité pour fournir un refroidissement de cœur et de confinement sans intervention de l'opérateur pendant 72 heures. Cette simplification réduit le nombre de soupapes et de pompes de qualité de sécurité, réduisant les coûts d'immobilisation et les charges d'entretien. Moins de composants signifient également des calendriers de construction plus courts, car le besoin de qualification sismique complexe et de systèmes actifs redondants est réduit. La U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC) a certifié plusieurs modèles de RPD passifs, notant que leur dépendance réduite à l'égard des composants actifs peut améliorer la fiabilité globale des installations et réduire les coûts opérationnels sur une durée de vie de 60 ans.

Construction modulaire et normalisation

La construction nucléaire traditionnelle a souffert de la conception spécifique au site, de l'assemblage sur place de composants sur mesure et de la répétabilité limitée.Les RFP de la prochaine génération englobent la modularisation : les grands modules structuraux, les racks de tuyauterie et les patins d'équipement sont fabriqués dans des environnements industriels contrôlés et expédiés au site pour assemblage.L'approche Kairos Power[, tout en se concentrant sur un réacteur refroidi au fluorure au sel, souligne la pensée modulaire maintenant appliquée aux conceptions de RFP – la fabrication usine vise à réduire le temps de construction de 8 à 10 ans à 3 à 4 ans. L'avantage économique est double : un intérêt réduit pendant la construction (IDC) et une production de revenus antérieure.La normalisation à travers une flotte d'unités identiques permet également des améliorations de courbe d'apprentissage, où chaque réacteur subséquent est moins cher et plus rapide à construire.

Efficacité énergétique accrue et cycles prolongés

Les conceptions avancées de combustibles, comme les niveaux d'enrichissement plus élevés (jusqu'à 5 à 6 % pour certains RAP), le revêtement anti-accidental (ATF) et les absorbeurs ignifuges avancés, permettent aux RAP de nouvelle génération d'obtenir des cycles de combustible plus longs (18 à 24 mois) avec une combustion plus élevée, ce qui réduit le nombre de pannes de carburant durant la durée de vie de l'usine, augmentant les facteurs de capacité à 93 à 95 % ou plus. La consommation de carburant par MWh réduit également les besoins en extraction et en enrichissement de l'uranium ainsi que le volume de combustible usé.

Principaux moteurs économiques pour les RP de prochaine génération

La viabilité économique repose sur plusieurs composantes de coûts : les coûts d'immobilisations (coûts de nuit, financement de la construction), les coûts d'exploitation et d'entretien (F&E), les coûts du carburant et le passif en matière de déclassement et de déchets, lesquels sont influencés par les choix de conception et les conditions du marché.

Coûts d'immobilisations et financement

Pour un montant moyen moyen de 1 100 à 1 400 MWe, les coûts en capital estimés à un jour (hors financement) varient entre 4 500 $/kW et 6 500 $/kW dans les pays de l'OCDE, les coûts de financement s'ajoutant à 30 à 60 % en fonction de la durée du projet et des taux d'intérêt. La construction modulaire et la sécurité passive peuvent réduire les coûts à un jour de 15 à 30 % par rapport aux modèles de la génération III+. Toutefois, les coûts d'ingénierie de première catégorie demeurent importants.

Coûts opérationnels et d'entretien

Les conceptions passives de sécurité réduisent le besoin de générateurs diesel d'urgence et d'entretien actif des pompes de sécurité, tandis que les systèmes d'instrumentation et de contrôle numériques (I & C) permettent une gestion des installations plus efficace. Les coûts d'exploitation et d'entretien typiques des centrales électriques actuelles aux États-Unis sont d'environ 40 $ à 50 $/MWh; les conceptions de la prochaine génération visent à réduire ce coût à 20 $ à 30 $/MWh par l'automatisation et la réduction de l'entretien.

Coûts et utilisation du carburant

Bien que les prix de l'uranium représentent une petite fraction des coûts totaux des barres d'autobus (généralement de 5 à 10 %), l'efficacité du cycle du combustible affecte directement la compétitivité économique.Les câbles de refroidissement de la prochaine génération avec une combustion plus élevée (60 à 70 GWd/tU) génèrent plus d'énergie par kilogramme d'uranium, ce qui réduit le coût du combustible par MWh. Les combustibles tolérants aux accidents, comme les combustibles à particules revêtues ou les granulés à dopés de chromie, améliorent également la fiabilité et réduisent la durée des pannes en réduisant le risque de panne de carburant.

Déclassement et gestion des déchets

La viabilité économique doit tenir compte des coûts de fin de vie.Les conceptions de la prochaine génération intègrent des caractéristiques permettant de réduire les dépenses de déclassement : utilisation de moins de composants activés, accès plus facile au démontage et utilisation de structures modulaires en béton qui peuvent être déconstruites et recyclées.L'Institut de l'énergie nucléaire estime que les coûts de déclassement pour une grande centrale à combustible de puissance de 500 millions de dollars à 1 milliard de dollars; les conceptions avancées comportant des inventaires radiologiques simplifiés et des constructions modulaires pourraient réduire de 20 à 30 % ce chiffre.

Concurrence sur les marchés et facteurs réglementaires

Le sort économique des RUP de la prochaine génération n'est pas uniquement déterminé par leurs coûts propres; il est fortement influencé par le paysage concurrentiel et le cadre réglementaire dans lequel ils opèrent.

Sources d'énergie concurrentes

Les centrales à gaz naturel à cycle combiné (GNCC) offrent de faibles coûts en capital (800 $–1 200 $/kW) et de faibles coûts en carburant (actuellement 2–4 $/MMBtu aux États-Unis), ce qui entraîne des coûts normalisés de 35–55 $/MWh—bien en deçà de la fourchette de 60–100 $/MWh prévue pour les nouveaux réacteurs nucléaires. D'autre part, les énergies renouvelables, comme l'énergie éolienne et solaire, ont normalisé les coûts de 20–50 $/MWh, mais nécessitent des mesures de sauvegarde ou de stockage pour la capacité ferme.

Les obstacles réglementaires et la réforme

Aux États-Unis, le processus de délivrance de licences combinées (COL) pour un nouveau réacteur peut prendre de quatre à six ans et coûter plus de 500 millions de dollars en frais juridiques et techniques. Les conceptions de la prochaine génération qui ont déjà reçu une certification de conception (p. ex. AP1000, APR1400) peuvent réutiliser des composants certifiés, réduisant ainsi le temps de délivrance des licences. Toutefois, des changements propres aux fournisseurs ou une vérification de premier plan posent encore des retards. La récente concentration du CNRC sur la réglementation axée sur le rendement et fondée sur le risque pourrait simplifier les approbations pour les DPP avancés qui répondent à des critères de sécurité bien compris.

Incitatifs gouvernementaux et appui aux politiques

Compte tenu de l'intensité élevée des capitaux, la politique publique demeure le levier le plus puissant pour améliorer la viabilité économique.Les crédits d'impôt (par exemple, la loi américaine sur la réduction de l'inflation §45Y crédit d'impôt pour la production d'électricité propre pouvant atteindre 25 $/MWh pour le nucléaire), les garanties de prêts, le partage des coûts pour les projets de démonstration, et la propriété directe ou le co-investissement du gouvernement ont tous été utilisés pour dérisquer les projets de première nature.

Études de cas et développement actuel

Les projets du monde réel donnent des leçons sur la faisabilité économique des concepts avancés de RAP.

Projets internationaux

Les unités AP1000 de Vogtle (Géorgie, États-Unis) ont été achevées en 2023-2024 après des décennies de retards, mais elles ont démontré que les techniques de construction modulaires, bien que difficiles à mettre en œuvre à une échelle de premier plan, peuvent finalement réussir. Le coût du jour pour Vogtle a dépassé 30 milliards de dollars pour deux unités, soit environ 11 000 $/kW, bien au-dessus des projections. Cependant, des projets de suivi (par exemple en Pologne, en Ukraine) pourraient bénéficier de la sécurité éprouvée et de certains apprentissages modulaires. Le VVER-1200 (Gén III+ PWR de Russie) a été construit dans plusieurs pays (Russie, Bélarus, Turquie) à des coûts déclarés de 5 000 $ à 7 000 $/kW, en partie en raison de contrats à prix fixe clé et de coûts de main-d'oeuvre plus faibles.

Enseignements tirés des récents ouvrages

Les principaux avantages sont les suivants : 1) Les projets de première catégorie dépassent presque toujours les estimations de coûts — il est réaliste de prévoir des prévisions de dépenses de 30 à 50 %; 2) La modularisation réduit les risques mais nécessite des investissements précoces dans l'outillage et la logistique des usines; 3) Les améliorations de la productivité réglementaire (p. ex., réinspection limitée, évaluation probabiliste des risques pour les changements de conception) peuvent réduire les délais. 4) Les accords d'achat d'électricité à long terme (AAP) ou les CfD sont essentiels pour obtenir un financement.

Conclusion : La voie à suivre

Bien que les coûts d'investissement demeurent élevés, les innovations dans les domaines de la sécurité passive, de la construction modulaire et des cycles de combustible avancés offrent des voies réalistes pour réduire les coûts et réduire les calendriers. Dans les marchés concurrentiels, la parité des coûts avec le gaz et les énergies renouvelables nécessitera probablement des prix du carbone, des paiements de capacité ou des normes de portefeuille propres. Dans les pays qui ont des objectifs de décarbonisation profonde, la nature ferme et expéditable des RP de prochaine génération ajoute une valeur importante qui devrait être reflétée dans les mécanismes du marché. Les décideurs et les investisseurs doivent adopter une perspective à long terme : le coût initial élevé amortit plus de 60 à 80 ans d'exploitation propre et fiable.