Six projets illustrent des résultats très variés dans la construction nucléaire. Les premiers projets de leur type en Europe et aux États-Unis ont largement dépassé leurs calendriers initiaux, tandis que les programmes standardisés en Asie et aux EAU ont obtenu de meilleurs résultats. Ces bilans ne permettent pas d'affirmer qu'il existe un délai ou un coût de construction universel.
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Revision
2026-07-17.2
Le constat le plus solide est conditionnel : des conceptions matures, des constructions en série et des chaînes d'approvisionnement expérimentées améliorent la réalisation. La structure du financement et le périmètre des coûts rendent néanmoins les classements simples peu fiables.
Bilan des délais
Le graphique compare le premier objectif d'exploitation annoncé à la mise en service commerciale réelle, ou à l'objectif actuel lorsque la construction se poursuit.
Objectif initialMise en service réellePrévision actuelle
* Les premiers objectifs et les dates officielles de construction correspondent à des étapes différentes du projet. Les notes consacrées à chaque cas conservent ces distinctions.
Les données de coût ci-dessous distinguent les prix nominaux des prix réels, le financement et les parts de propriété. Les valeurs inconnues restent indiquées comme telles.
L'estimation initiale était d'environ EUR 3.3 milliards, sans base de prix claire dans les données de synthèse. L'estimation actuelle des coûts de construction d'EDF est de EUR 13.2 milliards aux prix de 2015, hors intérêts intercalaires. En 2020, la Cour des comptes française a estimé EUR 19.1 milliards aux prix de 2015 selon un périmètre plus large incluant le financement, mais à partir d'une hypothèse d'achèvement désormais dépassée. Ces chiffres couvrent des périmètres différents.
Le contrat initial clé en main à prix fixe représentait environ EUR 3 milliards. TVO a estimé son investissement total à EUR 5.5 milliards en 2018 ; aucun coût réel final pour le propriétaire n'a été publié. Les pertes du fournisseur ne doivent pas être simplement ajoutées au coût du propriétaire.
Pour la participation de 45.7% de Georgia Power, un capital de USD 4.418 milliards a été certifié en 2009. Le montant actuel est d'environ USD 10.7 milliards de capital net après garanties et remboursements, auquel s'ajoutent environ USD 3.53 milliards de financement. Il n'existe aucun total final officiel consolidé pour tous les propriétaires ; cette participation ne doit donc pas être extrapolée à l'ensemble du projet.
L'estimation d'EDF est passée de GBP 18.1 milliards à GBP 35 milliards, dans les deux cas en livres de 2015. Les anciennes définitions d'EDF excluaient les intérêts intercalaires et les effets de change ; la dernière brève mise à jour ne rappelle pas le périmètre complet. EDF indique que douze mois supplémentaires ajouteraient environ GBP 1 milliard en livres de 2015.
Le contrat initial de KEPCO a été annoncé à environ KRW 20 billions, mais sa base de prix et son périmètre exact sont incertains et aucun coût réel final officiel n'est disponible. Un montant de USD 2.42 milliards annoncé en 2023 concerne un refinancement, et non le coût de construction.
Aucun coût initial et final officiel consolidé, avec une année de prix et un périmètre clairs, n'est disponible. Un pourcentage précis de dépassement donnerait donc une impression de certitude supérieure à ce que permettent les données.
Les dates reposent, lorsqu'elles sont disponibles, sur les définitions officielles du début de la construction et de la mise en service commerciale. Un raccordement au réseau n'est pas assimilé à une mise en service commerciale.
Les coûts initiaux et actuels ne sont comparés que lorsque l'année de référence des prix, le périmètre du projet, le nombre d'unités et le traitement du financement sont suffisamment clairs.
Le coût pour le propriétaire, la perte du fournisseur, le coût de construction hors financement et le coût complet avec financement sont des mesures différentes. Elles ne sont pas fusionnées en un seul chiffre mis en avant.
Chaque cas présente l'interprétation équilibrée la plus solide, y compris les éléments qui témoignent d'une réalisation nucléaire réussie.
Notes par projet
Les données de coût ci-dessous distinguent les prix nominaux des prix réels, le financement et les parts de propriété. Les valeurs inconnues restent indiquées comme telles.
France
Flamanville 3
1 × EPR · 1 630 MW
Début de la construction
3 déc. 2007
Actuel ou réalisé
La construction a commencé en décembre 2007. La mise en service était initialement prévue en 2012. Le premier raccordement au réseau a eu lieu en décembre 2024 et la pleine puissance a été atteinte en décembre 2025. PRIS ne mentionne toujours aucune date de mise en service commerciale.
Données sur les coûts
L'estimation initiale était d'environ EUR 3.3 milliards, sans base de prix claire dans les données de synthèse. L'estimation actuelle des coûts de construction d'EDF est de EUR 13.2 milliards aux prix de 2015, hors intérêts intercalaires. En 2020, la Cour des comptes française a estimé EUR 19.1 milliards aux prix de 2015 selon un périmètre plus large incluant le financement, mais à partir d'une hypothèse d'achèvement désormais dépassée. Ces chiffres couvrent des périmètres différents.
Financement et risques
EDF a porté le projet dans son bilan. Son actionnariat contrôlé par l'État laisse en définitive une part importante des risques de construction et de financement à l'entreprise et à son actionnaire public.
La construction a commencé en août 2005. La mise en service commerciale était prévue pour fin avril 2009 et a débuté en mai 2023. La remise définitive à TVO a suivi en juin 2025.
Données sur les coûts
Le contrat initial clé en main à prix fixe représentait environ EUR 3 milliards. TVO a estimé son investissement total à EUR 5.5 milliards en 2018 ; aucun coût réel final pour le propriétaire n'a été publié. Les pertes du fournisseur ne doivent pas être simplement ajoutées au coût du propriétaire.
Financement et risques
TVO a financé ses obligations de propriétaire selon le modèle finlandais Mankala. Un contrat clé en main à prix fixe a transféré une grande partie du risque de dépassement des coûts de construction au consortium fournisseur Areva-Siemens, avant un arbitrage puis un accord.
La construction nucléaire a commencé en 2013. Les unités étaient alors attendues vers 2016 et 2017 ; leur mise en service commerciale a débuté en juillet 2023 et en avril 2024.
Données sur les coûts
Pour la participation de 45.7% de Georgia Power, un capital de USD 4.418 milliards a été certifié en 2009. Le montant actuel est d'environ USD 10.7 milliards de capital net après garanties et remboursements, auquel s'ajoutent environ USD 3.53 milliards de financement. Il n'existe aucun total final officiel consolidé pour tous les propriétaires ; cette participation ne doit donc pas être extrapolée à l'ensemble du projet.
Financement et risques
Le projet a combiné l'investissement des compagnies d'électricité, la récupération réglementée des coûts et jusqu'à USD 12 milliards de garanties de prêts fédérales américaines. La faillite de Westinghouse a transféré un risque d'achèvement supplémentaire aux propriétaires, avec des conséquences importantes pour les clients et les actionnaires.
La construction nucléaire officielle a commencé en décembre 2018. Le programme initial visait l'Unité 1 pour fin 2025. EDF prévoit désormais 2030. Il s'agit toujours d'une prévision et non d'un résultat d'exploitation.
Données sur les coûts
L'estimation d'EDF est passée de GBP 18.1 milliards à GBP 35 milliards, dans les deux cas en livres de 2015. Les anciennes définitions d'EDF excluaient les intérêts intercalaires et les effets de change ; la dernière brève mise à jour ne rappelle pas le périmètre complet. EDF indique que douze mois supplémentaires ajouteraient environ GBP 1 milliard en livres de 2015.
Financement et risques
EDF et CGN financent la construction. Un contrat pour différence de 35 ans, indexé sur l'inflation, garantit les recettes après le début de la production, en complément d'une garantie britannique. Le promoteur assume le risque de construction, tandis que les consommateurs portent une partie du risque de prix à long terme par l'intermédiaire du contrat.
La construction des quatre unités APR-1400 a commencé entre 2012 et 2015. Elles ont été mises en service commercial entre avril 2021 et septembre 2024, après environ neuf années de construction par unité.
Données sur les coûts
Le contrat initial de KEPCO a été annoncé à environ KRW 20 billions, mais sa base de prix et son périmètre exact sont incertains et aucun coût réel final officiel n'est disponible. Un montant de USD 2.42 milliards annoncé en 2023 concerne un refinancement, et non le coût de construction.
Financement et risques
ENEC détient 82% et KEPCO 18%. Le financement a d'abord fait appel au crédit coréen à l'exportation, puis à des banques des EAU. Cela a réduit l'incertitude financière, mais maintenu les risques au sein d'institutions soutenues par les pouvoirs publics.
La construction a commencé en 2009 et 2010. La mise en service commerciale a suivi en décembre 2018 et septembre 2019. Les premiers objectifs publics pour 2013 et 2014 n'ont pas pu être suffisamment vérifiés dans les sources primaires accessibles et ne sont donc pas utilisés comme données de calendrier.
Données sur les coûts
Aucun coût initial et final officiel consolidé, avec une année de prix et un périmètre clairs, n'est disponible. Un pourcentage précis de dépassement donnerait donc une impression de certitude supérieure à ce que permettent les données.
Financement et risques
Le projet a été réalisé par une coentreprise dirigée par le groupe CGN, contrôlé par l'État, avec EDF et un partenaire régional chinois. L'actionnariat lié à l'État et un programme chinois de construction bien établi ont façonné son environnement de financement et de réalisation.