Les quatre réacteurs suisses ont produit en moyenne 20,7 TWh par an entre 2016 et 2025, y compris les années avec de longs arrêts. Si cette production disparaît, elle s’ajoute à l’approvisionnement déjà nécessaire pour l’électrification.
Nous recommandons de maintenir Gösgen et Leibstadt tant que la sûreté et la rentabilité pour les propriétaires le permettent, et de développer dès maintenant deux nouveaux réacteurs. La mise hors service annoncée de Beznau intervient avant les nouvelles centrales dans nos scénarios de réalisation ; son remplacement exige donc un dispositif d’approvisionnement distinct et plus précoce.
Dix ans d’exploitation · Dates de remplacement et de réalisationL’électricité des réacteurs existants
Le bilan montre une production importante, mais aussi des arrêts prolongés. Il faut conserver la production utile tout en prévoyant une couverture pour des semaines ou des mois sans une grande unité. La moyenne sur dix ans inclut ces interruptions.
Données historiquesDéfinition et limites de la moyenne sur dix ans
Production annuelle en TWh · barres depuis zéro ; échelle complète 30 TWh
- 201617,3
- 201716,5
- 201821,5
- 201922,2
- 202023,0
- 202118,5
- 202223,1
- 202323,3
- 202423,0
- 202518,4
Beznau 1, Beznau 2, Gösgen et Leibstadt sur toute la période. Mühleberg est exclu. Toutes les années d’arrêt sont incluses.
Série de production de l’OFEN · Données du graphique et calcul
Le chiffre de l’OFEN pour Gösgen en 2025 diffère du total d’électricité seul publié par l’exploitant. Définitions et différence entre sources.
Résultats annuels par centrale et arrêts prolongés
Facteur de charge sur trois périodes
Le facteur de charge compare la production réelle à celle d’un fonctionnement à pleine puissance nominale sur toute la période. Il reflète à la fois la durée de fonctionnement et la puissance pendant celui-ci.
Sur petit écran, faire défiler pour voir toutes les colonnes.
| Réacteur | 2016–2025 Dix ans | 2021–2025 Cinq ans | 2025 |
|---|---|---|---|
| Beznau 1 | 68,0% | 86,0% | 91,0% |
| Beznau 2 | 89,2% | 87,8% | 77,7% |
| Gösgen | 85,3% | 79,2% | 38,8% |
| Leibstadt | 75,4% | 80,8% | 88,5% |
Production et puissance : tableau OFEN 15 et notes · Calculs par période
Combien d’électricité par an ?
| Réacteur | 2016–2025 Moyenne annuelle | 2021–2025 Moyenne annuelle | 2025 |
|---|---|---|---|
| Beznau 1 | 2'177 | 2'751 | 2'909 |
| Beznau 2 | 2'855 | 2'807 | 2'483 |
| Gösgen | 7'552 | 7'012 | 3'429 |
| Leibstadt | 8'094 | 8'697 | 9'558 |
Tableau 15 de l’OFEN · Données et moyennes arithmétiques . Les mêmes quatre réacteurs sont comparés sur toute la période. Mühleberg est exclu, même avant sa fermeture.
Gösgen : historique d’exploitation et arrêt 2025–2026
Gösgen s’est arrêté pour maintenance prévue le 24 mai 2025. Une faiblesse potentielle de conception du système d’eau d’alimentation a retardé le redémarrage.
La centrale a remplacé des clapets anti-retour et soumis des preuves de sûreté. L’IFSN a autorisé le redémarrage le 23 mars 2026, après environ dix mois d’arrêt. IFSN : constats et autorisation de redémarrage
L’exploitant confirme que la livraison d’électricité a repris ce jour-là. Gösgen : retour au réseau
Le facteur de charge de Gösgen était de 90,4% sur 2016–2024, avant l’arrêt prolongé. Sur toute la période 2016–2025, arrêt compris, il était de 85,3%. Calculs historiques
Facteur de charge calculé. Chaque barre utilise la même échelle 0–100%.
- 201692,1%
- 201791,4%
- 201892,4%
- 201987,7%
- 202093,0%
- 202188,5%
- 202289,2%
- 202390,2%
- 202489,4%
- 202538,8%
L’année 2025 inclut l’arrêt prolongé. Tableau 15 de l’OFEN · Données et calcul
Données annuelles et méthode de calcul
| Année | Beznau 1 | Beznau 2 | Gösgen | Leibstadt |
|---|---|---|---|---|
| 2016 | 0 GWh 0,0% | 2'994 GWh 93,4% | 8'174 GWh 92,1% | 6'108 GWh 57,0% |
| 2017 | 0 GWh 0,0% | 2'768 GWh 86,6% | 8'091 GWh 91,4% | 5'649 GWh 52,9% |
| 2018 | 2'452 GWh 76,7% | 3'022 GWh 94,5% | 8'178 GWh 92,4% | 7'813 GWh 73,1% |
| 2019 | 2'815 GWh 88,0% | 2'803 GWh 87,7% | 7'757 GWh 87,7% | 8'820 GWh 82,5% |
| 2020 | 2'747 GWh 85,7% | 2'930 GWh 91,4% | 8'254 GWh 93,0% | 9'059 GWh 84,5% |
| 2021 | 3'026 GWh 94,6% | 2'824 GWh 88,3% | 7'828 GWh 88,5% | 4'852 GWh 45,4% |
| 2022 | 2'521 GWh 78,8% | 2'944 GWh 92,1% | 7'895 GWh 89,2% | 9'753 GWh 91,3% |
| 2023 | 2'892 GWh 90,4% | 2'780 GWh 86,9% | 7'980 GWh 90,2% | 9'682 GWh 89,6% |
| 2024 | 2'406 GWh 75,0% | 3'006 GWh 93,8% | 7'929 GWh 89,4% | 9'642 GWh 89,0% |
| 2025 | 2'909 GWh 91,0% | 2'483 GWh 77,7% | 3'429 GWh 38,8% | 9'558 GWh 88,5% |
Facteur de charge annuel = production en GWh × 1 000 ÷ (puissance nette en MW × heures calendaires) × 100.
Sur plusieurs années, diviser production totale par somme des puissances annuelles × heures. Utiliser les données d’énergie, puissance et heures avant arrondi. Une année bissextile a 8 784 heures ; les autres 8 760.
Beznau utilise 365 MW par réacteur et Gösgen 1 010 MW. Leibstadt utilise 1 220 MW jusqu’en 2022, puis 1 233 MW. Ce sont les puissances nettes nominales datées de l’OFEN. Tableau 15, notes 1, 4 et 6
Les taux d’utilisation publiés par l’OFEN incluent la chaleur pour Beznau et Gösgen. Nos facteurs de charge sont calculés à partir de ses lignes de production. La fiabilité horaire et hivernale exige des données de production et d’arrêt à ces échelles.
Le total 2025 de Gösgen diffère entre l’OFEN et l’exploitant. Définitions des sources et écart.
Définitions des sources et écart de Gösgen en 2025
L’OFEN indique 3 429 GWh pour Gösgen en 2025. L’exploitant annonce 3 397 GWh d’électricité et 31 GWh de vapeur industrielle en équivalent électrique. Tableau 15 de l’OFEN · Rapport de l’exploitant, page 9
Les tableaux utilisent partout la série de l’OFEN. L’écart avec les chiffres de l’exploitant reste non résolu. Le chiffre de l’exploitant pour l’électricité seule donne un facteur de charge calculé de 38,4%. Calcul et périmètre
Télécharger données, méthodes et notes de sources (JSON) · Télécharger les lignes annuelles (CSV)
Arrêts prolongés dans l’historique d’exploitation
Les arrêts prolongés de Leibstadt ou Gösgen ont recoupé au moins 5 des dix hivers de 2016/17 à 2025/26. Certains ont commencé comme des modernisations planifiées et ont duré plus longtemps que prévu.
| Centrale / hiver | Arrêt et retour au réseau |
|---|---|
| Leibstadt 2016/17 | Août 2016–février 2017 Des inspections de combustible et un redémarrage interrompu ont retardé la reprise de production jusqu’au 20 février. Bilan d’exploitation Bilan d’exploitation |
| Leibstadt 2017/18 | Septembre–décembre 2017 Après une grande maintenance, remplacement de combustible et autorisation ont retardé la reprise. Retour au réseau le 18 décembre. Bilan d’exploitation |
| Leibstadt 2018/19 | Septembre–novembre 2018 Un arrêt prévu de quatre semaines a duré environ sept semaines. Retour au réseau : 2 novembre. Bilan d’exploitation |
| Leibstadt 2021/22 | Mai–décembre 2021 D’importants travaux de condenseur et de circulation ont dépassé le calendrier. Retour au réseau le 3 décembre. Bilan d’exploitation |
| Gösgen 2025/26 | Mai 2025–mars 2026 Les travaux sur l’eau d’alimentation ont prolongé l’arrêt. Retour au réseau le 23 mars, avant la fin de l’hiver. Bilan d’exploitation Bilan d’exploitation |
Ces événements plaident pour prévoir de l’énergie de remplacement en plus d’une puissance de secours immédiate. Leurs causes et durées différentes n’établissent pas la probabilité de l’arrêt de 90 jours retenu dans le modèle. Le retour au réseau peut précéder la pleine production.
La poursuite de l’exploitation est soumise à conditions
Le rapport national de l’IFSN décrit le système d’évaluation et de surveillance de la sûreté. Notre soutien aux centrales existantes dépend du respect des exigences de sûreté applicables et d’un plan d’exploitation viable.
IFSN : évaluation et surveillance de la sûretéNous recommandons de viser une exploitation jusqu’à 80 ans à Gösgen et Leibstadt, sous réserve de la sûreté et de la décision d’investissement du propriétaire. L’étude sur la prolongation fournit une base économique pour poursuivre cette option. Ses hypothèses sur l’entretien, les arrêts, les déchets et l’alimentation des fonds restent des éléments de la décision.
Étude sur la prolongation de 60 à 80 ansLe chapitre sur les coûts compare des scénarios suisses de prolongation, y compris une exploitation réduite et une fermeture anticipée.
Remplacer Beznau selon son propre calendrier
Axpo a annoncé l’exploitation de Beznau 2 jusqu’en 2032 et de Beznau 1 jusqu’en 2033. L’IFSN consigne ces intentions, avec l’exigence d’une exploitation qui reste sûre.
Rapport national de l’IFSN : introduction et intentions d’exploitation pour BeznauEnsemble, les deux unités ont produit en moyenne 5,56 TWh par an entre 2021 et 2025, arrêts compris. Cela donne l’ordre de grandeur de l’énergie à remplacer. La production hivernale et un approvisionnement fiable pendant les heures difficiles comptent aussi.
Moyenne de production sur cinq ans et données originalesNotre recommandation : organiser l’approvisionnement de remplacement avant ces mises hors service, indépendamment du premier nouveau réacteur. Faire avancer une production viable, l’efficacité et la flexibilité volontaire de la demande. Contractualiser les approvisionnements hivernaux et les réserves encore nécessaires, en indiquant leurs coûts et leur disponibilité. L’électricité importée peut aider pendant la transition ; la dépendance qui en résulte doit rester visible dans l’évaluation de la souveraineté. Voir le calendrier de remplacement et les services de réserve à acquérir.
Planifier toute la période de réalisation
Utiliser 2047 comme date de travail pour une première nouvelle centrale, avec des dispositifs d’approvisionnement capables de résister à un retard jusqu’en 2053 ou au-delà. Ce choix retient le cas de planification parmi nos calendriers illustratifs. C’est une hypothèse de programme, qui dépend d’une modification de la loi, des autorisations, des fournisseurs et du financement. Le cas accéléré, avec une mise en service commerciale en 2042, reste une opportunité ; nous ne comptons pas son électricité dans la solution transitoire antérieure.
Dates des scénarios et dépendances Référence de calendrier retenueLancer dès maintenant des travaux de développement réversibles : constituer l’équipe du propriétaire, évaluer des sites candidats, comparer des modèles de réacteurs et sonder l’intérêt des clients pour des contrats d’électricité à long terme. Subordonner la construction aux autorisations requises et à un plan de réalisation financé.
- Cas favorableExploitation commerciale 2042
Des décisions prises à temps, un site préparé et des fournisseurs assurés. Premier béton : 2034. Premier raccordement : 2041.
- Exemple de planificationExploitation commerciale 2047
Évaluation et construction plus longues, certains travaux en parallèle. Premier béton : 2037. Premier raccordement : 2046.
- Cas retardéExploitation commerciale 2053
Retards légaux ou d’autorisation, puis construction difficile. Premier béton : 2041. Premier raccordement : 2052.
Le cas retardé dépasse 2050. Un retard plus important ou une annulation sont possibles. D’autres unités exigent leurs propres sites, fournisseurs, main-d’œuvre et financement.
Toutes les hypothèses et dépendances du calendrier
| Étape | Cas favorable | Exemple de planification | Cas retardé |
|---|---|---|---|
| Disponibilité légale supposée | 2028 | 2028 | 2031 |
| Procédure d’autorisation générale | 2028–2032 | 2029–2035 | 2032–2039 |
| Autorisation de construire et études de conception | 2030–2034 | 2033–2037 | 2037–2041 |
| Du début de construction au premier raccordement | 7 ans | 9 ans | 11 ans |
| Mise en service après premier raccordement | 1 année | 1 année | 1 année |
Conception et préparation des demandes se chevauchent dans ces cas. Une autorisation précède les travaux qui en dépendent. Changement légal, approbation du site, modèle adapté, créneaux des fournisseurs et financement sont des conditions de chaque cas.
Le premier raccordement permet à l’électricité des essais d’entrer dans le réseau. Ces scénarios comptent la contribution annuelle prévue à partir de l’exploitation commerciale.
Le référendum a abouti. Le DETEC prévoit une votation en 2027. Le peuple doit accepter la modification pour que de nouveaux projets nucléaires puissent avancer sur cette base. Les autorisations des centrales suivent séparément.Aboutissement du référendum, 19 octobre · DETEC : votation prévue en 2027
Autorisations réseau et personnel formé déterminent aussi la réalisation
Le délai référendaire de la modification de la loi sur les réseaux expire le 21 janvier 2027. Des procédures plus rapides dépendent de l’entrée en vigueur et de l’application. Ce délai ne garantit aucun gain de temps pour les projets. Délai référendaire et entrée en vigueur de la loi sur les réseaux
Financer recrutement, qualification et formation continue avec le projet nucléaire. Le projet IFSN B10 de septembre couvre personnel d’exploitation, maintenance, sous-traitants et démantèlement. Consultation jusqu’au 15 janvier 2027. Il fournit une liste de préparation ; exigences finales selon adoption. Effectifs, salaires et coûts de simulateurs propres au projet restent absents des données publiques.
Projet de périmètre de qualification et formation · Dates de consultation
Notre programme développe deux unités standardisées, avec des dates de travail de mise en service en 2047 et en 2050. La seconde exige des chantiers qui se chevauchent. Le chapitre sur le programme présente le budget, le financement par le propriétaire et l’approvisionnement encore nécessaire à côté de ces unités.
Cas de planification à deux unités et conditions de réalisationLes trois cas arrivent après les mises hors service annoncées de Beznau. Un programme de remplacement exige donc à la fois un approvisionnement à court terme et une construction à long terme. Si un projet manque une étape clé d’autorisation ou de financement, il faut actualiser sa contribution attendue et couvrir immédiatement le déficit qui en résulte.
Partir de modèles de réacteurs qui ont des références en exploitation
Comparer les modèles AP1000, APR1400 et EPR dans une étude de faisabilité suisse ouverte à la concurrence. Chacun dispose de centrales de référence en exploitation dans les données ci-dessous. Évaluer le site, le refroidissement, le réseau, la capacité des fournisseurs et le financement avant de choisir un projet.
Modèles de référence, dates de construction et sourcesAnnées · échelle commune de zéro à 20
Ces exemples incluent des constructions plus rapides et des retards majeurs. Le pays, le modèle de réacteur, les entreprises et l’organisation du projet diffèrent. La fourchette fournit des tests de résistance utiles pour un plan suisse.
Étapes, sélection et différences de sources
Six unités achevées couvrent quatre modèles de réacteur et quatre pays. Cette sélection illustre la variabilité ; elle ne donne aucune probabilité pour une date d’achèvement en Suisse.
Les durées utilisent les dates PRIS de l’AIEA et les jours calendaires divisés par 365,25. Le premier raccordement au réseau précède l’exploitation commerciale pendant la mise en service.
| Unité | Début de construction | Premier raccordement | Exploitation commerciale | Source |
|---|---|---|---|---|
| Fuqing 5 | 2015-05-07 | 2020-11-27 | 2021-01-30 | AIEA PRIS |
| Barakah 1 | 2012-07-19 | 2020-08-19 | 2021-04-01 | AIEA PRIS |
| Taishan 1 | 2009-11-18 | 2018-06-29 | 2018-12-13 | AIEA PRIS |
| Sanmen 1 | 2009-04-19 | 2018-06-30 | 2018-09-21 | AIEA PRIS |
| Vogtle 3 | 2013-03-02 | 2023-03-31 | 2023-07-31 | AIEA PRIS |
| Olkiluoto 3 | 2005-08-12 | 2022-03-12 | 2023-05-01 | AIEA PRIS |
À Olkiluoto 3, la date de production régulière de l’exploitant diffère de la date commerciale PRIS. Ce graphique utilise toujours l’étape PRIS.
Les exemples les plus rapides montrent ce que certains projets ont réalisé. Les exemples retardés montrent les conséquences auxquelles un propriétaire suisse doit se préparer. Aucun de ces résultats ne se transpose automatiquement à la Suisse.
Garder les petits réacteurs modulaires comme option. S’engager à les construire lorsque les performances de référence, les fournisseurs et des offres exécutables le justifient. Le premier projet doit mériter sa place par une capacité démontrée et des conditions commerciales acceptables.
S’appuyer sur les projets suisses antérieurs
Commencer la comparaison des sites par Beznau, Mühleberg et Niederamt. Leurs projets antérieurs contiennent des études géologiques, des études de crues, des concepts de refroidissement et des plans génériques de centrales. Ce travail donne à un nouveau propriétaire un point de départ concret pour évaluer des emplacements.
IFSN : portée des évaluations antérieures| Projet | Puissance proposée | Résultats historiques à vérifier avec les travaux ultérieurs |
|---|---|---|
| Beznau | 1'450 MW | Protection contre les crues, y compris effets sur les installations nucléaires voisines. Page 2, paragraphe d’hydrologie |
| Mühleberg — Niederruntigen | 1'450 MW | Stabilité des pentes, glissements de terrain et chutes de pierres. Page 1, dernier paragraphe |
| Niederamt — près de Gösgen | 1'100 MW ou 1'600 MW | Géologie régionale et raccordement fiable au réseau, avec toute extension de réseau nécessaire. Page imprimée 28, recommandations 4.1.6 et 4.1.7 |
Chaque classe de puissance autorisait ±20%. Les deux puissances de Niederamt étaient des options pour une seule centrale. Les trois projets comprenaient des tours de refroidissement.
IFSN : puissance proposée, refroidissement et conditions des sites, pages 1–2 Télécharger les données des propositions (CSV)
Jusqu’où les projets précédents sont-ils allés ?
- 2008Demandes déposées
Trois projets entrent dans la procédure d’autorisation générale. Source
- Novembre 2010Évaluations des sites
L’IFSN considère les conditions géologiques adaptées en principe et exige des investigations supplémentaires. Source
- Mars 2011Procédures suspendues
Le gouvernement suspend les procédures après Fukushima. Source
- Octobre 2016Demandes retirées
Les propriétaires citent l’évolution des marchés et l’orientation politique. Source
Il s’agissait de demandes d’autorisation générale : une évaluation précoce du site et des grandes lignes du projet. Les demandes retirées ne donnent aujourd’hui aucune autorisation de construire.
OFEN : historique des demandes Propriétaires : annonce de retrait
Financer une étude comparative des sites avec une décision à la fin : choisir un projet réalisable ou abandonner cette option.
Que doit établir une nouvelle comparaison ?
- Sûreté et terrain : vérifier les conditions actuelles du site, les risques sismiques et de crue, les terrains disponibles et l’espace nécessaire au réacteur proposé.
- Refroidissement : tester la disponibilité de l’eau, le rejet de chaleur, l’électricité consommée par les installations de refroidissement et les coûts pendant les périodes chaudes et sèches.
- Raccordement : établir avec quelle fiabilité la centrale peut injecter dans le réseau, quelle extension du réseau elle exige et quand ces travaux peuvent être terminés.
- Réalisation : identifier un propriétaire intéressé, un réacteur et des fournisseurs adaptés, des autorisations valables, le financement et la responsabilité des dépassements.
Ce sont les vérifications que nous recommandons. Les constats antérieurs de l’IFSN et les recommandations de la Commission fédérale de sécurité nucléaire sur Niederamt fournissent des questions de départ précises.
IFSN : constats sur les sites CSN : recommandations sur le propriétaire, la géologie et le réseau, page 28
La valeur de cette réutilisation dépend de la part du travail antérieur qui reste applicable. Il manque encore une estimation crédible des années ou de l’argent économisés. Les scénarios de réalisation présentés plus haut ne supposent donc aucun gain de temps grâce à ces dossiers.
Évaluation de la réutilisation et incertitude restanteFaire du financement par le propriétaire une condition
| Production annuelle en proportion du fonctionnement à pleine puissance | Toute la production génère des recettes | Seuls 75% rapportent un revenu |
|---|---|---|
| 70% | 192 | 256 |
| 85% | 163 | 217 |
| 93% | 151 | 201 |
Disponibilité réduite et production invendue augmentent toutes deux le prix nécessaire au propriétaire. Le cas 75% garde les coûts fixes et attribue zéro revenu à la production restante. Sensibilité au risque de vente, sans prévision d’écrêtement nucléaire ni de prix.
La provision pour le stockage définitif est une hypothèse explicite, en attendant une évaluation des fonds propre au site. Le cas d’origine du propriétaire utilise une production annuelle de 85% ; la démonstration de financement distincte utilise 90% pour isoler les effets du financement. Aucun des deux ne remplace les historiques observés des réacteurs ni les cas horaires d’approvisionnement avec entretien et arrêts explicites.
Des projets européens récents justifient une large fourchette de coûts
Les comptes EDF 2025 estiment le projet à deux réacteurs de Hinkley Point C à £35 milliards en monnaie de 2015. Le chiffre EDF de Flamanville de €13,2 milliards en monnaie de 2015 couvre la construction. Le comparatif ci-dessous montre les totaux d’investissement plus larges de l’audit français. Ces estimations justifient l’examen du financement et des dépassements ; un projet suisse demande sa propre offre au périmètre défini.
Comptes EDF, estimations d’achèvement et années de prix
Milliards d’euros aux prix de 2015 · chaque barre est un total différent du même projet
- Estimation de construction13,2
- Coûts de la centrale et du propriétaire hors financement15,6
- Total EDF avec financement19,3
- Estimation élargie de la Cour des comptes20,4
Financement et coûts du propriétaire modifient l’investissement à récupérer. Ces totaux se recoupent ; additionner les barres compterait plusieurs fois les mêmes coûts.
Dates et périmètre des estimations
L’audit de janvier 2025 reprend les estimations EDF de novembre 2023, puis donne un total élargi. Ce sont des estimations, pas des comptes définitifs. Coûts du premier cycle d’exploitation et conditions suisses demandent un traitement séparé. Toutes les barres utilisent des euros de 2015 ; les valeurs en euros de 2023 diffèrent.
Notre financement préféré
Commencer par un consortium de propriétaires et des contrats clients à long terme. Exiger que propriétaires et fournisseurs supportent des risques de construction définis. Si des offres viables exigent encore un soutien public des prix, comparer un contrat bidirectionnel plafonné : soutien en dessous d’un prix convenu, remboursement au-dessus. Publier l’exposition publique maximale, la date de fin et la répartition des dépassements avant l’approbation.
C’est notre position de négociation proposée. Les preuves n’établissent pas encore un plafond de garantie abordable ni ne démontrent que le soutien public est inévitable. Nous ne promettrions ni une couverture illimitée des dépassements ni des charges automatiques pour les clients pendant la construction.
Exiger que clients, propriétaires et fournisseurs conviennent de qui supporte les retards, les arrêts et les dépassements. Les contrats d’électricité à long terme doivent laisser assez de revenus pour l’entretien, le combustible, les déchets et la fermeture. Comparer les offres avec des solutions de rechange qui fournissent le même approvisionnement fiable.
Conditions pour s’engager dans la construction
- Un modèle adapté et un site autorisé, avec des coûts chiffrés pour le refroidissement, le réseau et la sûreté.
- Une capacité réservée chez les fournisseurs et un calendrier couvrant la mise en service et des marges pour les retards.
- Un prix complet, avec la monnaie, l’année de prix, le financement et les imprévus indiqués.
- Des parties désignées responsables des dépassements, des retards et d’une production réduite.
- Des obligations financées pour le combustible, l’entretien, l’assurance, les déchets et le démantèlement.
Des garanties publiques ou un soutien des prix transféreraient des risques aux contribuables ou aux clients. Toute proposition de ce type exige une décision distincte et explicite. Le chapitre sur les coûts montre comment le financement et la durée de construction modifient le prix qu’une centrale doit obtenir.
Coûts, déchets et dépendance envers les fournisseurs
L’indépendance en combustible exige plus qu’un réacteur
Le combustible nucléaire peut être stocké à l’avance, mais la Suisse dépend de l’étranger pour uranium, conversion, enrichissement et fabrication. Axpo annonce des contrats d’uranium canadien et kazakh et une chaîne occidentale de traitement. Axpo annonce aussi des stocks stratégiques d’origine russe. Leur durée n’est pas établie par des données publiques auditées.
Notre exigence : diversifier toute la chaîne de combustible et contractualiser recharges et stocks avant de compter une production fiable. Explication d’Axpo sur la chaîne du combustible, juin 2026
Financer les déchets sur toute la durée de vie du réacteur
La demande d’autorisation du dépôt inclut des réserves pour une exploitation plus longue des réacteurs existants, y compris un cas à 80 ans. Elle exclut explicitement les nouveaux réacteurs. Chaque nouveau projet a donc besoin de son propre plan financé pour l’entreposage intermédiaire, le conditionnement du combustible et le stockage définitif. Inventaire de la demande d’autorisation · Nagra : réacteurs existants et nouveaux
Intégrer ces services et leurs coûts à la décision d’investissement. Les propriétaires doivent financer les obligations ; l’autorité doit approuver capacité et sûreté pertinentes. Notre supplément de coût de stockage définitif reste supposé jusqu’à une évaluation propre au projet. Conditions d’autorisation et de financement · Hypothèse de coût de stockage définitif
Ce que couvrent les réserves existantes, et pourquoi le calendrier compte
Le maximum proposé est de 2'500 m³ de déchets de haute activité non conditionnés. Il part d’une base arrondie de 1'550 m³ et inclut 550 m³ pour 80 au lieu de 60 ans d’exploitation des réacteurs existants, plus d’autres marges. Le conditionnement et l’espace nécessaire à la dissipation de la chaleur sont distincts. La quantité de la demande n’établit aucune capacité approuvée pour de nouvelles unités.
Le calendrier de référence du programme existant place les déchets de haute activité dans le dépôt en 2060–2074. Un nouveau réacteur démarrant en 2050 et exploité par hypothèse pendant 60 ans produit son dernier combustible usé vers 2110, avant refroidissement et stockage définitif. Ses services de stockage, de conditionnement et de stockage définitif doivent rester disponibles après la période de réception du programme actuel.
Rapport de sécurité, annexe A · Calendrier de référence de l’inventaire, section 2,5 · Exemple de durée de vie et hypothèses
Coûts de fermeture du parc existant
L’étude de coûts 2026 soumise estime CHF 23,602 milliards pour la désaffectation et la gestion des déchets, y compris les déchets fédéraux et les coûts déjà engagés. Un montant distinct de CHF 1,629 milliard couvre les activités de post-exploitation après la fin de la production électrique. Ce sont des estimations du cycle de vie aux prix de janvier 2026, pas la facture restante ni un déficit des fonds.
L’examen indépendant précède les décisions définitives sur les contributions. Ces estimations du parc existant ne chiffrent pas nos nouveaux réacteurs proposés ni les prolongations à 80 ans. Coûts et inventaire demandent des évaluations séparées.
KS26 : totaux du cycle de vie et hypothèses · Soumission et état de l’examen
Responsabilité illimitée ne veut pas dire assurance illimitée
Les exploitants suisses ont une responsabilité illimitée pour les dommages nucléaires. La couverture exigée commence à EUR 1,2 milliards, plus 10% pour les intérêts et les frais de justice. Les actifs de l’exploitant au-delà de cette couverture restent exposés. La couverture fédérale comble certaines lacunes définies de l’assurance privée ; l’indemnisation complémentaire internationale a une limite distincte.
L’ordonnance permet certaines exclusions ou limites pour les événements naturels exceptionnels, la guerre, le terrorisme et les demandes tardives. Elle ne divulgue pas la police privée de chaque centrale. Tout nouveau projet doit démontrer son assurance réelle, les primes fédérales et l’exposition restante. Une perte extrême pourrait encore exiger une décision parlementaire sur une intervention publique.
OFEN : responsabilité et indemnisation · Ordonnance sur la responsabilité, article 7
Ce que nous apprennent les modèles du système suisse
L’étude ETH–PSI constate que le coût de construction, les rendements exigés et la politique déterminent si ses modèles choisissent du nouveau nucléaire. Ses cas fondés sur le marché divergent sur ce choix. Certains systèmes modélisés à zéro émission nette n’utilisent pas de nouveau nucléaire. L’étude ne teste pas comment l’un ou l’autre mix fournit de l’électricité en cas d’importations restreintes et d’arrêts simultanés.
Résultats et limites de l’étudeNotre conclusion : développer une véritable offre suisse et tester ses délais, ses coûts et son service hivernal. L’étude aide à identifier des conditions favorables ; elle ne peut pas établir qu’un fournisseur les proposera.
ETH–PSI : hypothèses, différences entre modèles et tests d’approvisionnement exclus
Le coût de construction, le financement et la politique déterminent si le nouveau nucléaire gagne sa place dans le mix électrique. L’étude ETH–PSI de juin 2026 compare quatre modèles informatiques qui incluent le nucléaire avec l’hydraulique, les énergies renouvelables, le stockage et les échanges d’électricité. Elle trouve aussi des systèmes modélisés à zéro émission nette sans nouveau nucléaire, fondés sur les énergies renouvelables, la flexibilité, le stockage et les échanges.
ETH–PSI : méthodes et conclusions, pages 6–16 et 27–28En monnaie de 2024, avant financement de construction.
Risque d’investissement réduit, par exemple avec garanties publiques.
Renouvelables hors hydraulique et nouveau nucléaire partagent l’objectif. Tous deux reçoivent un soutien pour l’atteindre.
Un résultat du modèle pour ce cas à faible coût. Les projets réels nécessitent prix des fournisseurs, financement et autorisation.
Le taux de financement est le rendement annuel moyen exigé par les prêteurs et les investisseurs. Les chercheurs l’appellent coût moyen pondéré du capital, ou WACC. Des coûts de construction supérieurs réduisent la puissance nucléaire retenue dans ce cas.
Rapport : pages 21–22, figure 6 Annexe : définitions de financement et de politique, pages 7–11
Le cas précédent exige 45 TWh par an provenant, ensemble, des renouvelables hors hydraulique et du nouveau nucléaire. Cette comparaison supprime cette exigence.
Les modèles peuvent choisir la quantité d’électricité que la Suisse produit ou importe, dans le cadre de leurs autres hypothèses. La règle de zéro émission nette demeure.
Changement politique et règle climatique maintenue, pages 10–11
Chaque ligne représente un modèle informatique. Ces outils calculent un système énergétique à faible coût selon des hypothèses choisies. Leurs noms désignent des outils différents, dont le périmètre est expliqué à côté de chaque résultat.
Les colonnes fixent le rendement annuel exigé par les prêteurs et les investisseurs sur l’argent investi dans le nouveau nucléaire. L’étude utilise 8% hors inflation pour représenter l’investissement privé. Son cas à 5% suppose un risque d’investissement réduit, par exemple grâce à un soutien public.
Les deux colonnes testent les mêmes prix de construction supposés : CHF 5'000, 8'000 et 12'000 par kilowatt de puissance de production.
Pour un exemple de 1 GW de centrale, ces prix représentent CHF 5 milliards, 8 milliards ou 12 milliards. Ce sont des hypothèses de construction en monnaie de 2024, avant coûts de financement. Calcul d’ordre de grandeur
| Modèle et périmètre | Coût de financement supérieur8% hors inflation | Coût de financement inférieur5% hors inflation |
|---|---|---|
| STEMSwiss TIMES Energy System ModelÉlectricité, chauffage, transports et autres usages énergétiques. Suit la transition dans le temps. | Inclut du nouveau nucléaireÀ chacun des trois prix de construction. | Inclut du nouveau nucléaireÀ chacun des trois prix de construction. |
| Nexus-eApprovisionnement, réseaux et échanges avec les pays voisins pour une année future choisie. | Sans nouveau nucléaireÀ aucun des trois prix de construction. | Inclut du nouveau nucléaireSeulement à CHF 5'000/kW. |
| SESSwiss EnergyScopeÉlectricité, chauffage et transports ensemble, pour une année future choisie. | Sans nouveau nucléaireÀ aucun des trois prix de construction. | Sans nouveau nucléaireÀ aucun des trois prix de construction. |
| SES-ETHSwiss EnergyScope — variante ETHUne version d’EnergyScope développée séparément, couvrant aussi électricité, chauffage et transports pour une année future choisie. | Sans nouveau nucléaireÀ aucun des trois prix de construction. | Sans nouveau nucléaireÀ aucun des trois prix de construction. |
STEM inclut du nouveau nucléaire à chaque prix testé. Nexus-e l’inclut uniquement si construction et financement sont aux niveaux bas testés. Les deux versions EnergyScope choisissent d’autres sources dans ces cas.
Les outils diffèrent par la demande, le potentiel renouvelable, les échanges et l’exploitation ainsi que par leur périmètre. Leurs résultats décrivent ces hypothèses ; une centrale réelle a besoin d’un propriétaire, de fournisseurs et d’un financement.
Descriptions des modèles, pages 1–3 ; financement, pages 8 et 13 ; résultats, figures 21 et 25 Coûts du système et décisions des propriétaires, page 15 Résultats pour chaque cas de prix et de financement (CSV)
La fiabilité et la réalisation exigent leurs propres tests
L’étude exclut l’analyse de résistance de la sécurité d’approvisionnement et laisse hors de tous les modèles l’objectif de 5 TWh d’importations nettes en hiver. Ses cas avec et sans nouveau nucléaire laissent donc ouvert notre test de souveraineté : un approvisionnement fiable pendant des pénuries d’importation, une météo difficile et des arrêts simultanés.
Périmètre de la sécurité d’approvisionnement, page 2 Objectif d’importation hivernale et raisons de son exclusion, pages 7 et 11Le nouveau nucléaire démarre en 2050 par hypothèse, et l’étude exclut la prolongation des réacteurs existants. Dans notre plan, la poursuite sûre de l’exploitation et la réalisation effective de nouvelles centrales restent des décisions distinctes, avec les calendriers présentés plus haut dans la section sur la réalisation.
Année de démarrage et durée de vie des centrales, page 10Comment interpréter les puissances et les différences entre modèles
Les modèles choisissent la puissance de manière continue à partir d’un minimum de 300 MW, avec des hypothèses génériques de réacteurs à eau légère. Un programme réel exige des réacteurs de tailles définies et des sites adaptés.
Le traitement de la demande, les limites des ressources renouvelables, la représentation des échanges et les hypothèses d’exploitation diffèrent entre les modèles. Chaque résultat reflète ces choix autant que la structure du modèle.
Les scénarios retenus permettent de compenser certaines émissions par des absorptions de carbone à l’étranger. Leur résultat de zéro émission nette dépend de ce choix comptable.
L’annexe laisse aussi des questions de mise en œuvre sur le traitement du financement de la construction dans SES, sur certains taux de financement du solaire et sur les coûts de démantèlement dans STEM. Elle note que des hypothèses de coûts d’exploitation nucléaire fondées sur une utilisation élevée peuvent sous-estimer les coûts en cas d’utilisation plus faible.
Ces questions exigent les données exactes et le code des modèles. Les résultats publiés sont des éléments conditionnels utiles ; nous n’avons pas reproduit les modèles de manière indépendante.
Tableaux 2–3 et méthodes, pages 3–12 Constats retenus, hypothèses et questions de mise en œuvre non résolues
Continuer vers le coût d’une électricité fiable.
Références
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Retrouver définitions, calculs et données de modèles dans registre des sources.