IA : Washington parie sur l’AP1000, la Chine accélère

La montée en puissance des centres de données pousse les États à sécuriser une électricité abondante et stable. Aux États‑Unis, l’exécutif mise sur des flottes d’AP1000, des prêts ciblés et des cadres de financement, pendant que Pékin multiplie les chantiers et tient la cadence. Les arbitrages sur qui paie et l’évolution rapide de l’opinion sur le nucléaire conditionnent la suite.

Qui paie quoi: engagements privés, règle FERC et loi bloquée

La facture de l’électricité nouvelle nécessaire aux centres de données est au cœur de l’équation. En mars 2026, sept géants technologiques dont Amazon, Google, Meta et Microsoft ont signé un engagement de protection des consommateurs, élargi en juillet aux services publics, développeurs et États. La Maison Blanche recense désormais plus de 280 signataires et 23 États. Les entreprises signataires s’engagent à mettre en place ou acquérir une source d’énergie spécifique, à prendre en charge l’intégralité des coûts liés aux infrastructures d’acheminement, à régler les tarifs prévus qu’elles utilisent ou non l’énergie, et à travailler avec les opérateurs de réseau sur la question de la résilience. Selon l’exécutif, cet engagement concerne environ 80 % de l’énergie fournie aux ménages et entreprises, mais il reste volontaire et non contraignant au niveau fédéral, une portée que certains analystes considèrent comme essentiellement symbolique. Le 18 juin, la Commission fédérale de réglementation de l’énergie a exigé des six opérateurs de réseau régionaux relevant de sa compétence qu’ils réexaminent ou justifient les modalités de raccordement des charges importantes telles que les data centers, avec des études limitées à une période de 60 à 90 jours, ainsi que des obligations concernant le transfert des coûts et la co-localisation avec la production. En parallèle, la Loi de protection des consommateurs a franchi la Chambre par 417 voix contre 3 avant d’échouer au Sénat sur le caractère volontaire ou obligatoire des obligations. Un consensus demeure sur le principe que les centres de données doivent couvrir leurs coûts, le mécanisme restant à trancher. L’EPRI relève qu’entre 2015 et 2024 la croissance des data centers a modestement réduit les tarifs résidentiels moyens au niveau national en répartissant mieux les coûts fixes, tandis que dans le PJM, elle a porté environ la moitié des récentes hausses des prix de capacité. Conçues de façon adéquate, de nouvelles capacités nucléaires et de génération peuvent faire porter l’investissement aux utilisateurs industriels plutôt qu’aux ménages.

Cap industriel américain: AP1000, prêts et cadre coréen

Les deux AP1000 mis en service à Vogtle constituent la référence technique et réglementaire aux États-Unis : ce sont les seuls grands réacteurs commerciaux avancés à avoir été entièrement conçus et autorisés pour l’exploitation dans le pays. En mai 2025, l’Ordonnance exécutive 14302 a établi comme objectif de lancer la construction de 10 grands réacteurs dont la conception est finalisée avant 2030. En octobre 2025, le Département du Commerce a noué un partenariat avec les propriétaires de Westinghouse, Cameco et Brookfield autour d’au moins 80 milliards de dollars d’AP1000, l’État se chargeant d’agréger financements et appuis aux permis et prévoyant de recevoir 20 % des distributions en espèces de Westinghouse au‑delà de 17,5 milliards de dollars une fois les engagements de construction pris. Le 23 juin 2026, le Département de l’Énergie a donné son accord conditionnel pour accorder jusqu’à 17,5 milliards de dollars de prêts destinés à l’acquisition d’équipements à long délai — tels que les pièces forgées lourdes, récipients sous pression, turbines et générateurs — pour 10 unités AP1000 réparties sur un maximum de cinq sites comprenant chacun deux réacteurs. Pour chaque projet, la propriété devra être partagée entre Westinghouse et un fournisseur d’électricité, chaque partie investissant 500 millions de dollars en capitaux propres, et Westinghouse a conclu des lettres d’intention avec sept partenaires potentiels disposant déjà de sites. L’achat anticipé des composants critiques est censé retirer jusqu’à trois années au calendrier de construction. Deux jalons supplémentaires ont été posés en octobre : un cadre avec la Corée du Sud pour ériger six AP1000 et deux APR1400 aux États‑Unis, valorisé 120 milliards de dollars avec un acompte de 10 milliards dû avant la fin de l’année, et l’inclusion de ces huit unités dans l’objectif national des 10 réacteurs. Les emplacements ne sont pas encore rendus publics, Cameco indiquant un déploiement sur des terres fédérales en commençant par deux AP1000. Par ailleurs, la Commission de réglementation nucléaire a prolongé jusqu’en 2066 la certification de conception de l’AP1000, en y intégrant environ 200 amendements tirés de l’expérience de Vogtle. La référence actuelle reflète la manière dont Vogtle 3 et 4 ont été bâtis et exploités, permettant aux futurs porteurs de projet de s’y appuyer sans redemander l’approbation de ces évolutions déjà expertisées. Ho Nieh, président de la NRC, décrit l’ambition comme un passage d’unités isolées à un déploiement à l’échelle. Cette certification n’emporte toutefois aucune autorisation de site, chaque projet restant soumis à ses propres permis.

Vitesse et volumes: la Chine multiplie les chantiers

La trajectoire chinoise se distingue par son rythme et son ampleur. Entre 2016 et 2024, la puissance nucléaire installée dans le pays a augmenté de 76 %, ce qui représente environ 24 gigawatts supplémentaires en huit ans. À compter de mai 2026, la Chine exploite 60 réacteurs représentant près de 59 gigawatts et en a 36 autres en construction, ce qui correspond à environ la moitié des projets nucléaires en cours dans le monde. D’après l’Agence internationale de l’énergie, neuf des dix démarrages de chantiers nucléaires prévus en 2025 se situent en Chine. Cette progression s’appuie sur des lots standardisés et des composants majoritairement nationaux, avec un délai moyen de construction estimé par l’EIA à environ six ans entre 2012 et 2021, contre environ neuf ans au plan mondial. Par contraste, il est relevé qu'aux États-Unis, les deux derniers réacteurs ont nécessité environ quinze ans. Le 31 juillet 2026, le Conseil d’État a approuvé huit réacteurs additionnels dans quatre projets situés au Zhejiang, au Guangdong, au Liaoning et au Shandong, pour un coût estimé dépassant 160 milliards de yuans (environ 24 milliards de dollars). Six portent sur le design Hualong One et deux sur le Guohe One. Cette dynamique s’inscrit dans une cible d’environ 110 gigawatts installés d’ici 2030, et une projection de 150 gigawatts à l’horizon 2035 par l’Association chinoise de l’énergie nucléaire. La Chine est en voie de dépasser les États-Unis et l'Union européenne en capacité installée dès 2030, selon certaines estimations. La comparaison reste défavorable aux États‑Unis sur la rapidité : la Chine a validé huit réacteurs en une seule réunion quand Washington n’a pas encore annoncé de sites ni de lancements de travaux pour son nouveau programme.

Point de départ américain: une flotte importante mais vieillissante

Les États‑Unis demeurent la première nation nucléaire par la taille de leur parc, avec 94 réacteurs en service pour environ 97 gigawatts. Cette flotte a été essentiellement construite entre les années 1960 et la fin des années 1980, avant un quasi‑arrêt des chantiers. L’unité 1 de Watts Bar, engagée en 1973 et mise en service en 1996, a bouclé cette période. Depuis, trois réacteurs seulement ont rejoint le réseau : l’unité 2 de Watts Bar en 2016 et les unités 3 et 4 de Vogtle en 2023 et 2024. Vogtle illustre les écueils rencontrés : environ 35 milliards de dollars de coût total, pour un budget initial d’environ 14 milliards, et près de sept années de retard à la livraison.

La demande IA pousse vers une production pilotable et bas carbone

L’essor de l’IA est inséparable d’une hausse massive des besoins électriques. Une estimation académique chiffre à 188 gigawatts la capacité des centres de données américains attendue d’ici 2032, une charge qui, à plein régime, équivaudrait à la consommation annuelle du résidentiel américain actuel. Dans ce contexte, le nucléaire présente plusieurs caractéristiques recherchées : il ne génère pas d’émissions de carbone, fonctionne en continu sans dépendre des conditions météorologiques et sa densité permet d’installer des capacités proches de charges de l’ordre du gigawatt sans nécessiter une refonte du réseau régional. Les petits réacteurs modulaires offrent une alternative lorsque la taille standard de 1,1 gigawatt n’est pas adaptée ; un accord signé en janvier 2026 entre Meta et TerraPower pourrait permettre la mise en service de jusqu’à huit réacteurs de ce type.

Opinion et incitations: du tabou au crédit d’impôt

Le redémarrage des programmes ne s’explique pas sans une inflexion récente des perceptions sur le nucléaire. Longtemps, l’atome a été tenu à l’écart de la notion d’énergie propre, associé dans l’imaginaire collectif à Three Mile Island, Tchernobyl ou Fukushima plutôt qu’aux émissions nulles, et combattu par une partie du mouvement environnemental au profit du solaire et de l’éolien. Ces dernières années, des militants et des scientifiques du climat ont réévalué sa place dans la décarbonation. Sur le plan des signaux économiques, la Loi sur la réduction de l’inflation de 2022 a instauré un crédit d’impôt à la production pour les installations existantes, renforçant la viabilité d’actifs déjà en service.