Le dilemme des petits réacteurs nucléaires : une promesse pour l’ère de l’IA, une facture pour les contribuables

À Darlington, sur la rive du lac Ontario, Ontario Power Generation (OPG) construit le premier de quatre petits réacteurs nucléaires du modèle BWRX-300. Le raccordement au réseau est prévu d'ici la fin de la décennie. Selon le Financial Times, chaque unité pourrait un jour alimenter environ 300 000 foyers, et l'ensemble a été évalué à quelque 15 G$ US, soit 21 G$ canadiens^[1]. Investisseurs et décideurs du monde entier suivent le chantier de près, car il met à l'épreuve une idée relancée par la course à l'intelligence artificielle. Selon cette idée, des réacteurs plus petits, fabriqués en série, livreraient une énergie propre et constante plus vite et à moindre coût que les grandes centrales.

Les premiers chiffres racontent une autre histoire. Sur les projets pionniers, les coûts grimpent avant de baisser. Le combustible de plusieurs modèles dépend d'une chaîne dominée par la Russie. Et la facture de l'apprentissage aboutit le plus souvent chez les abonnés et les contribuables. Pour le Canada, qui a injecté des fonds fédéraux dans Darlington, le débat est déjà concret. Il l'est aussi pour le Québec, qui a fermé Gentilly-2 en 2012 et doit doubler sa production d'électricité d'ici 2050.

Qu'est-ce qu'un petit réacteur modulaire ?

L'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA) qualifie de PRM, ou SMR en anglais, tout réacteur d'une puissance maximale de 300 mégawatts, bien en deçà des centrales conventionnelles de l'ordre du gigawatt. La thèse économique est industrielle. Plutôt que d'ériger un chantier unique et sur mesure, on fabrique des modules standardisés en usine, on les transporte et on les installe en série. Le gain viendrait de la répétition, comme dans l'aéronautique ou l'éolien.

Le BWRX-300 de GE Vernova Hitachi est un réacteur à eau bouillante dérivé d'une conception déjà certifiée aux États-Unis. Il utilise de l'uranium faiblement enrichi offert sur le marché. La firme montréalaise AtkinsRéalis agit comme architecte-ingénieur du projet et Aecon dirige la construction, selon Power Magazine^[2]. Le choix d'une technologie éprouvée est délibéré : il réduit le risque technique et permet d'attribuer les écarts de coûts au chantier plutôt qu'au réacteur lui-même.

Pourquoi l'intelligence artificielle a ravivé l'intérêt

La demande des centres de données a changé la donne. L'Agence internationale de l'énergie (AIE) estime, selon le FT, que les PRM pourraient ajouter de 40 à 200 gigawatts aux réseaux mondiaux d'ici 2050, selon le rythme de la décarbonation^[1]. Le reportage relève aussi que les États-Unis accueillent près de 40 % des projets de PRM en développement dans le monde.

Pour des entreprises comme Oklo, l'argument est commercial. Son cofondateur Jacob DeWitte a expliqué au FT que les exploitants de centres de données sont aujourd'hui les clients les plus importants et les plus rapides. Selon lui, l'entreprise n'a avancé qu'après avoir reçu des signaux clairs qu'ils accepteraient de payer des tarifs plus élevés pour une énergie propre et stable^[1]. Du point de vue de l'acheteur, la logique se tient : une entreprise technologique qui a des cibles climatiques et des serveurs allumés en permanence valorise la prévisibilité davantage que le plus bas prix au mégawattheure.

Une facture qui ne boucle pas encore

Le problème surgit quand la promesse devient chantier. Selon le FT, X-Energy, soutenue par Amazon, estimait en 2021 que son projet de démonstration coûterait environ 2,5 G$ US. En 2023, le montant avait grimpé à près de 6 G$ US^[1].

Le cas le plus cité est celui de NuScale. Son projet avec la Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS), six modules totalisant 462 MW, promettait une électricité à 58 $ US le mégawattheure. En janvier 2023, l'estimation est passée à 89 $ US, une hausse de 53 % attribuée au coût des matériaux, aux taux d'intérêt et à l'inflation, rapporte Canary Media. Faute d'acheteurs pour 80 % de la production, le projet a été annulé en novembre de la même année, après avoir reçu 232 millions de dollars américains du département de l'Énergie, selon E&E News^[3].

À Darlington, le premier réacteur est évalué à 6,1 G$ et l'ensemble des quatre unités, d'une puissance de 1,2 GW, à 20,9 G$ en coûts de construction, selon Energy Intelligence^[4]. Avec les infrastructures communes, la première unité atteint 7,7 G$, selon le ministre ontarien de l'Énergie^[2]. CBC précise qu'OPG financera l'ouvrage par ses liquidités et par emprunt, et récupérera l'investissement par les tarifs tout au long de la vie du projet^[5]. Autrement dit, le risque de dépassement repose sur les abonnés ontariens.

Ottawa a choisi de partager ce risque. En octobre 2025, le premier ministre Mark Carney et le premier ministre ontarien Doug Ford ont annoncé 3 G$ de fonds publics pour Darlington. Le Fonds de croissance du Canada y verse 2 G$ pour une participation de 15 % et le Fonds ontarien pour l'infrastructure 1 G$ pour 7,5 %, selon ReNew Canada^[6]. Le projet a aussi été désigné d'intérêt national.

Mark Winfield, professeur à l'Université York cité par le FT, résume l'inquiétude. Il s'agit selon lui d'un projet sans précédent dont personne ne connaît réellement le coût final, et « les risques pour les abonnés et les contribuables sont énormes »^[1]. David Schlissel, de l'Institute for Energy Economics and Financial Analysis, abonde dans le même sens. Pour lui, on ignore combien coûtera n'importe lequel des modèles offerts, combien de temps prendra sa construction et quelle sera sa performance réelle^[1].

La modularité ne fait baisser le prix du réacteur que s'il existe une file de commandes. Sans file, le premier client paie le prototype.

C'est le nœud économique de l'industrie. La baisse de coûts promise repose sur l'écart entre la première unité d'un modèle (FOAK, en anglais) et les unités produites en série (NOAK). Pour atteindre la série, il faut un carnet de commandes. Pour obtenir des commandes, il faut un prix concurrentiel, que seule la série permet. Jusqu'ici, ce cercle n'est rompu que par des gouvernements prêts à porter le risque des premières unités, ou par des acheteurs privés pressés et aux reins solides, comme les géants du numérique. Darlington illustre précisément la première voie.

Combien coûte chaque mégawattheure

La comparaison la plus utilisée dans le secteur est le coût actualisé de l'énergie (LCOE), qui répartit l'investissement et l'exploitation sur la durée de vie d'une centrale. Dans l'édition de juin 2025 du rapport de Lazard, le nouveau nucléaire aux États-Unis demeure la filière la plus coûteuse de l'analyse, hors subventions^[7].

Le graphique appelle une réserve importante. Le LCOE mesure le coût de l'énergie produite, mais pas la valeur de pouvoir en disposer à toute heure. Le solaire et l'éolien sont intermittents et exigent des batteries, des réserves d'autres filières ou davantage de lignes de transport pour garantir un approvisionnement continu. L'AIE elle-même rappelle, selon le FT, que la fiabilité et la flexibilité comptent autant que le prix dans l'évaluation d'un réseau^[1]. C'est dans cet espace que les promoteurs des PRM positionnent leur technologie.

Le goulot du combustible

Tous les PRM ne courent pas le même risque d'approvisionnement. Les modèles à eau légère, comme le BWRX-300 ou celui de Rolls-Royce, utilisent le même uranium faiblement enrichi que les centrales actuelles. Le problème touche les réacteurs avancés, comme l'Aurora d'Oklo, le Xe-100 de X-Energy et le Natrium de TerraPower, qui dépendent du HALEU, un uranium enrichi entre 5 % et 20 %.

Pendant des années, la Russie a été le seul fournisseur commercial de ce matériau à grande échelle, souligne le groupe de réflexion Third Way^[8]. La guerre en Ukraine et l'interdiction américaine d'importer de l'uranium enrichi russe, adoptée en 2024, obligent les promoteurs à attendre des filières de rechange. Selon le portail oEnergetice, les nouvelles installations occidentales n'atteindront leur pleine production qu'entre 2029 et 2031, ce qui ouvre d'ici là une fenêtre de pénurie possible^[9]. Le FT note que la dépendance envers des États hostiles ou rivaux figure parmi les arguments centraux des sceptiques^[1].

Le Canada a connu ce dilemme il y a soixante ans. Les réacteurs CANDU ont été conçus pour fonctionner à l'uranium naturel, justement pour éviter que le pays dépende d'une puissance étrangère pour l'enrichissement, comme le rappelait un ingénieur de l'Université McMaster à CBC. Avec le BWRX-300, l'industrie canadienne fait un autre pari, celui d'un uranium faiblement enrichi largement disponible, qui reste toutefois importé.

Pendant que l'Occident débat, la Chine construit

Le contraste géopolitique est frappant. La Russie exploite depuis 2020 la centrale flottante Akademik Lomonosov, et la Chine fait fonctionner depuis décembre 2023 le réacteur à haute température HTR-PM. L'étape suivante est le Linglong One (ACP100), de 125 MW, en construction sur l'île de Hainan depuis juillet 2021. La société d'État CNNC visait une mise en service commerciale au premier semestre de 2026, ce qui en ferait le premier PRM terrestre commercial au monde, selon l'institut Envisioning^[10].

La différence de méthode compte. Dans le modèle chinois, l'État finance la première unité, absorbe le risque et transforme le réacteur en produit d'exportation. Le coût réel est rarement divulgué avec le niveau de détail exigé d'une entreprise cotée aux États-Unis ou d'une société d'État ontarienne soumise à l'examen provincial. Les comparaisons de prix directes doivent donc être faites avec prudence.

Le Canada en éclaireur

Darlington n'est pas un projet isolé : il sert de modèle à d'autres provinces. La Saskatchewan a retenu le même BWRX-300 et étudie un site près d'Estevan, à proximité de la centrale au charbon de Boundary Dam. Une décision finale d'investissement est attendue en 2029 et une mise en service possible au milieu des années 2030, selon l'American Nuclear Society^[11]. Ottawa a déjà approuvé jusqu'à 74 millions de dollars pour les études préalables de SaskPower.

Cette standardisation est l'atout canadien. Si plusieurs provinces commandent le même modèle, le pays peut créer la file de commandes qui manque ailleurs. Le revers est que le Canada devient, de fait, le terrain d'apprentissage d'une technologie dont le coût de série reste inconnu. À l'échelle nationale, 80 % de l'électricité canadienne provient déjà de sources non émettrices, selon Ressources naturelles Canada^[12]. Les PRM visent donc surtout les provinces encore dépendantes du charbon et du gaz, comme la Saskatchewan et l'Alberta.

Et le Québec ?

Le point de départ québécois est tout autre. L'hydroélectricité assure 94 % de la production électrique de la province, qui atteignait 196 TWh en 2023, selon une analyse de la Direction générale du Trésor français^[13]. L'argument climatique des PRM pour le réseau intégré y est donc faible : le Québec n'en a pas besoin pour décarboner une électricité déjà presque entièrement renouvelable.

Le vrai défi est le volume. Hydro-Québec estime qu'il lui faudra de 150 à 200 TWh supplémentaires d'ici 2050, soit environ le double de la consommation actuelle, et son Plan d'action 2035 prévoit de 155 à 185 G$ d'investissements, selon CBC^[14]. Le plan exclut la production nucléaire, mais la société d'État y annonce qu'elle étudiera le potentiel du site de Gentilly-2 pour accueillir une centrale ou des petits réacteurs modulaires, a relevé Noovo Info^[15].

La leçon de Gentilly-2

Gentilly-2, à Bécancour, est la seule centrale nucléaire de l'histoire du Québec. Mise en service en 1983, cette centrale CANDU de 675 MW a été arrêtée en 2012, quand Hydro-Québec a estimé sa réfection à 4,3 G$, rappelle The Logic^[16]. En 2023, la société d'État a confirmé évaluer une relance, ce qui a relancé le débat politique. En juin 2026, la Commission canadienne de sûreté nucléaire a renouvelé pour 20 ans le permis de déclassement de l'installation, selon un communiqué de la CCSN^[17].

Gentilly-2 enseigne ce que Darlington met à l'épreuve aujourd'hui. Dans le nucléaire, le risque de coûts reste rarement chez le fournisseur : il migre vers l'État, vers le tarif, ou vers les deux. En 2012, le Québec a jugé qu'une réfection de plusieurs milliards ne se justifiait pas face à l'hydroélectricité. La même arithmétique s'appliquera aux PRM. Pour un PRM de réseau, la comparaison pertinente se fera avec le coût du nouvel éolien et des nouvelles centrales hydroélectriques qu'Hydro-Québec prévoit de construire, et non avec celui d'une centrale au charbon.

Le Nunavik, une niche réelle

L'argument change aux marges du réseau. Les 14 communautés du Nunavik ne sont pas reliées au réseau intégré d'Hydro-Québec. Elles sont alimentées par autant de centrales au diesel qui desservent un peu moins de 15 000 personnes, selon un mémoire de l'Université de Sherbrooke. Ces centrales émettent environ 70 000 tonnes d'équivalent CO₂ par année, soit le tiers des émissions de l'ensemble des réseaux autonomes du Québec, d'après une demande d'Hydro-Québec à la Régie de l'énergie^[18]. Ce type de besoin, isolé, coûteux et dépendant du transport de carburant, correspond au créneau des microréacteurs, bien plus qu'à celui d'un BWRX-300. Hydro-Québec y mise toutefois d'abord sur le jumelage éolien-diesel et le solaire avec stockage, des options plus simples à autoriser et déjà testées dans la région.

Pour le Québec, la posture la plus prudente semble être celle d'observateur informé. Elle consiste à suivre de près les coûts réels de Darlington et des projets de la Saskatchewan, à maintenir l'expertise réglementaire et à éviter de devenir l'acheteur d'une première unité dont le prix de série reste à démontrer.

À surveiller au cours des prochaines années

1. Darlington : si OPG respecte le budget et l'échéance de 2030, l'argument économique des PRM obtiendra la preuve qui lui manque.
2. Les données chinoises : la performance du Linglong One et la transparence sur son coût.
3. Le HALEU : la vitesse de la production occidentale fixera le calendrier des réacteurs avancés.
4. SaskPower : la décision d'investissement de 2029 dira si la série canadienne prend forme.
5. Hydro-Québec : les conclusions de l'étude sur le site de Gentilly-2 et la décarbonation des réseaux autonomes du Nunavik.

Éverton Loupes Poirier — Curateur éditorial · Le Tissu