Depuis l’annonce de la relance du nucléaire français par Emmanuel Macron lors de son discours de Belfort, en 2022, le secteur a bénéficié d’un grand regain d’intérêt. La France fait en effet face à une conjonction d’impératifs nouveaux, qu’il s’agisse de sa souveraineté énergétique ou de la décarbonation de sa production, le tout dans un contexte international plus conflictuel. Ainsi, le nucléaire, après des années d’incertitude, apparaît de nouveau comme une solution de premier rang aux défis énergétiques actuels de la France.
Sous l’impulsion de cette tendance, de nouveaux acteurs apparaissent sur le marché, menant des projets originaux au-delà du cadre des grands réacteurs que nous connaissons aujourd’hui sur le territoire. Cependant, dans cette dynamique, le secteur rencontre des défis d’ordre technique, financier ou organisationnel. Nous vous proposons d’explorer avec nous dix défis majeurs auxquels l’industrie nucléaire doit faire face pour concrétiser ce nouvel élan, et pour lesquels nous avons souhaité ici proposer des pistes de réflexion.
Partie 1 – Les défis du marché de la faible puissance (<300 MW): les SMR
L’engouement pour les réacteurs de faible puissance caractérise depuis quelques années le secteur du nucléaire. Ces réacteurs sont désignés par l’acronyme anglais SMR (Small Modular Reactors, ou PRM en français). L’aspect modulaire est leur principal intérêt annoncé : ils seraient produits en série, de façon industrielle, permettant un déploiement bien plus simple et moins coûteux que les réacteurs de puissance qui composent actuellement le parc français.
D’une puissance généralement inférieure à 300 MW, les SMR pourraient se prêter à plusieurs usages : production d’électricité, génération de chaleur, cogénération ou encore production d’hydrogène vert.
La plupart des projets de SMR sont portés par des startups faisant appel à des financements publics et privés, et misant sur différentes technologies pour s’imposer. Dynamiques et en phase avec le climat politique, ces entreprises sont toutefois confrontées à un certain nombre de choix et de défis.
Défi n°1: choisir la bonne technologie dans un marché en effervescence
Le choix de la technologie est le point de départ de tout projet SMR. Il s’agit d’une décision déterminante car elle influence des aspects clés comme le calendrier du projet.
Certains acteurs, comme les «SMRistes» Nuward et Calogena, misent sur une architecture éprouvée, celle des réacteurs à eau pressurisée (REP), exploités aujourd’hui par EDF en France. Cette approche permet d’envisager des mises en service dans un horizon temporel plus proche, dès les années 2030. À l’inverse, d’autres entreprises misent sur des concepts innovants regroupés sous le terme AMR (Advanced Modular Reactors), avec des technologies comme les réacteurs à neutrons rapides ou à sels fondus. Ces projets, portés par des acteurs tels que Newcleo, Thorizon ou Stellaria, promettent moins de déchets et de meilleures performances, mais nécessitent une R&D plus longue et plus incertaine.
Par ailleurs, la France n’est pas la seule à devoir trancher sur ce sujet. En Chine, Linglong-1 s’apprête à devenir le premier SMR opérationnel au monde. Son succès repose sur une conception classique qui a permis de réduire les délais de conception et de construction. Cet exemple illustre comment le choix d’une technologie mature, surtout lorsqu’il accélère la mise sur le marché, peut être décisif dans un contexte où chaque année compte pour atteindre les objectifs énergétiques et climatiques.
Le choix technologique est une étape-clé, mais il n’a de sens que si le projet trouve son marché.
Défi n°2: lever 1 milliard et recruter des talents
Le développement d’un SMR s’apparente à une véritable course d’endurance. Chaque prototype représente un investissement colossal – près d’un milliard d’euros – que les seuls fonds privés ne peuvent assumer sans garantie publique solide. Or, pour attirer des financements nationaux et européens, les porteurs de projets doivent d’abord rassurer : stabiliser leur design, sécuriser leurs choix technologiques et démontrer que leur solution est crédible, industrielle et compétitive.
L’actualité récente illustre l’ampleur du défi. Naarea a finalement été placé en liquidation judiciaire en ce début d’année 2026. Newcleo, pourtant considéré comme l’un des poids lourds du secteur, a dû réduire la voilure le temps de renflouer sa trésorerie. Jimmy a passé six mois à revoir son design pour abaisser le coût du mégawatt thermique, quand Nuward (EDF) était contraint, quelques mois plus tôt, de revoir ses ambitions. Sans préjuger du devenir de ces projets, ces turbulences montrent que l’écosystème SMR français, très fragmenté, devra probablement se rationaliser dans les prochaines années.
À cette course aux capitaux s’en ajoute une autre, tout aussi stratégique : celle des compétences. Le vivier national de talents scientifiques s’est fortement réduit, conséquence notamment de la réforme du baccalauréat : seuls 21 % des lycéens suivent aujourd’hui une combinaison mathématiques–physique, contre plus de 50 % auparavant. Le nucléaire n’arrive qu’en huitième position des filières industrielles attractives pour les étudiants. Toutefois, les SMR, grâce à leur caractère innovant, pourraient devenir un levier pour redorer l’image et l’attractivité de la filière.
Pour continuer d’avancer, les partenariats industriels jouent un rôle clé : Egis, Technip, Saipem, Fincantieri, le groupe Gorgé ou encore Cristal Union ont déjà fait le choix de s’engager dans cette nouvelle chaîne de valeur, apportant à la fois capitaux, compétences et capacités techniques.
En définitive, ce deuxième défi mène à deux constats. Premièrement, l’Europe doit s’emparer du sujet pour garantir sa souveraineté technologique face à la concurrence chinoise, américaine et russe, déjà en avance. Deuxièmement, les difficultés que traverse aujourd’hui la filière ne sont pas des accidents de parcours : elles sont inhérentes à la construction d’un nouvel écosystème. Les comprendre, les accompagner et en tirer les bonnes leçons sera essentiel pour permettre à l’industrie SMR française d’émerger et de s’affirmer.
Défi n°3: sécuriser le combustible des SMR
Tous les SMR ne se ressemblent pas, et leurs différences passent notamment par le choix du combustible.
Les réacteurs de technologie classique utilisent de l’uranium enrichi à environ 4 % et issu d’un cycle industriel bien maîtrisé en France et en Europe. Mais les AMR bousculent cette logique. Certains de ces réacteurs innovants pourraient exiger un uranium beaucoup plus enrichi, jusqu’à 20 %. Techniquement, cela serait possible, mais supposerait avant tout de créer une filière industrielle qui n’existe pas encore sur le territoire. D’autres sont conçus pour fonctionner au plutonium, un matériau sensible en raison de son usage militaire, détenu par un nombre très limité d’États et sans marché ouvert. À l’inverse, certains projets misent sur le recyclage du combustible usé, une approche qui pourrait réduire la dépendance aux ressources primaires et renforcer la durabilité du cycle nucléaire. Mais là encore, leur mise en œuvre exige des infrastructures adaptées et des investissements considérables.
Enfin, le choix du combustible ne se limite pas à une question technique. Il est déterminant pour la réussite du projet, car celle-ci dépend de la capacité à sécuriser l’approvisionnement, à préserver la souveraineté énergétique et à maîtriser les coûts sur le long terme.
Défi n°4: choisir un site d’implantation
Choisir le bon site pour implanter un réacteur nucléaire est une décision stratégique qui ne se limite pas à une simple question de terrain.
Trois options se présentent alors : un site vierge, un site industriel ou un site déjà nucléarisé. Chacune d’entre elle est porteuse d’avantages et d’inconvénients. Un nouveau lieu (dit «greenfield», en anglais) offrira plus de liberté, mais avec des infrastructures de raccordement à construire entièrement, ce qui alourdit les coûts et les délais. À l’inverse, un site nucléarisé permet de bénéficier de synergies avec des installations existantes, mais est souvent très convoité, ce qui complique l’implantation. Enfin, les sites industriels constituent un bon compromis car ils disposent d’infrastructures utiles, mais doivent se soumettre aux contraintes d’une cohabitation avec d’autres activités.
Ce choix prend une dimension particulière avec les SMR et AMR, qui peuvent être installés au plus près des consommateurs, contrairement aux grands réacteurs. La chaleur ne peut être transportée efficacement au-delà de 25 km, ce qui oriente les projets vers les grands sites industriels et les réseaux urbains. C’est ainsi que Calogena a été sélectionné pour installer son premier réacteur sur le site CEA de Cadarache, où il sera raccordé au réseau de chaleur du site. Jimmy Energy, lui, compte avec son réacteur alimenter en chaleur le site industriel du sucrier Cristal Union à Bazancourt (Marne).
Défi n°5: où s’implanter en Europe?
À l’échelle européenne, les perspectives sont contrastées pour les SMR. En l’absence de cadre réglementaire harmonisé, le porteur du projet doit s’adapter aux spécificités de chaque pays, avec des procédures d’autorisation et des exigences techniques différentes. Mais, outre cet aspect, la carte de l’Europe se lit surtout à travers deux marchés clés pour les SMR : la chaleur et l’électricité.
Dans les pays où l’électricité est déjà largement décarbonée, le potentiel se situe du côté de la dé-fossilisation des réseaux de chaleur. C’est le cas de la France et des pays nordiques, notamment la Suède et Finlande, qui disposent de réseaux bien développés, propices à un raccordement rapide. Certains acteurs, comme Calogena, s’y positionnent déjà.
À l’inverse, le marché de l’électricité comprend avant tout des pays au mix très carboné, comme la Pologne, la Tchéquie ou encore l’Allemagne, en quête d’alternatives pour réduire leurs émissions. Le format réduit des SMR leur permettrait de remplacer directement en «plug and play» de nombreuses centrales fossiles, contrairement à de grands réacteurs, qui nécessiteraient l’établissement d’un réseau spécifique pour transmettre leur puissance.
Les pays qui ne disposent pas de filière nucléaire nationale se préoccupent généralement moins de développer une industrie nucléaire souveraine. Leur priorité est de trouver une solution fiable et compétitive, quelle qu’en soit l’origine. Cela ouvre la voie à la concurrence internationale, comme l’a montré la Tchéquie en 2024 en préférant le Coréen KHNP à EDF pour renouveler la centrale de Dukovany.
Le choix du pays d’implantation est donc un défi à prendre en compte, du fait de l’influence qu’il peut avoir sur différents paramètres: choix entre chaleur et électricité, concurrence variable et adaptation à des réglementations étrangères.
Pour aller plus loin, nous vous recommandons la lecture de l’article suivant, publié sur le site de Wavestone début novembre 2025: Nucléaire civil 2025: une Europe fragmentée en quête de souveraineté énergétique | Wavestone.
Défi n°6: passer d’entreprises d’ingénieurs à des entreprises de commerciaux
Le nucléaire est un «milieu d’ingénieurs» par excellence, du fait de sa forte technicité; et surtout en France, pays qui possède une tendance à survaloriser la technique. Cependant, les SMRistes ne peuvent pas se permettre d’être purement tournés vers leur volet scientifique. L’aspect commercial de leur activité est essentiel; d’autant plus que leur environnement, comme nous l’avons vu, est très concurrentiel. Les entreprises doivent savoir à la fois concevoir et vendre leur solution de réacteur.
Vendre signifie non seulement proposer des conditions financières intéressantes,mais également se faire accepter du grand public et des collectivités. Plusieurs leviers peuvent y aider :
- Développer un discours clair, pédagogique et mobilisateur, et illustrer l’utilisation de SMR au travers de cas d’usage concrets : chauffage urbain, décarbonation industrielle, production d’électricité, etc. ;
- Investir la sphère médiatique pour porter ce discours, et expliquer comment les SMR peuvent réduire le coût et la volatilité de l’énergie pour les ménages et les entreprises ;
- Valoriser la création d’emplois locaux et le développement d’une économie territoriale robuste.
Partie 2- Les défis du marché de la forte puissance (>300 MW)
Bien qu’établi de plus longue date, ce secteur connaît d’importants défis.Entretien de centrales qui avancent en âge, construction de la nouvelle génération de réacteurs (EPR2), démantèlement, approvisionnement en uranium… La charge de ces défis revient principalement à trois grandes entreprises étatisées: EDF, Framatome et Orano, et à des acteurs institutionnels tels que le CEA.
Défi n°7: Réussir le grand carénage («GK»)
Pour maintenir la production nucléaire française tout en assurant sa sûreté et sa compétitivité, l’État et EDF ont lancé en 2014 un vaste programme de maintenance et de modernisation : le Grand Carénage — terme emprunté à la marine qui désigne la sortie de l’eau d’un navire pour son entretien complet. L’objectif est de prolonger la durée de vie des réacteurs au-delà de 40 ans, un enjeu stratégique pour garantir une électricité souveraine, bas carbone et compétitive face aux besoins croissants du système énergétique.
Ce chantier colossal implique le remplacement ou la rénovation de composants majeurs (générateurs de vapeur, turbines, transformateurs, etc.) ainsi que des renforcements structurels pour répondre aux exigences réglementaires actuelles et aux évolutions du contexte (protection contre les incendies, adaptation au changement climatique, capacités de secours renforcées, etc.).
L’un des objectifs clés est évidemment la sûreté : rapprocher le niveau de sécurité des réacteurs existants de celui des conceptions les plus récentes, comme l’EPR, en intégrant les leçons des réexamens de sûreté décennaux.
Sur le plan financier, le Grand Carénage représente un effort sans précédent : près de 50 milliards d’euros d’investissements directs sont mobilisés pour ces travaux. Mais au-delà de cette somme, la prolongation de l’exploitation du parc pèse aussi sur le coût de production de l’électricité. Selon un rapport récent de la Cour des comptes, prolonger les centrales jusqu’à 60 ans, plutôt que de les fermer prématurément ou de les remplacer par de nouvelles unités, est jugé très compétitif, avec un coût de l’électricité estimé autour de 51 €/MWh — nettement inférieur à celui de la construction de nouvelles capacités (ex. : six nouveaux EPR2 estimés à ~79,90 €/MWh). euronews+1
Ce constat met en lumière une réalité stratégique : le Grand Carénage n’est pas seulement un impératif technique, mais aussi une nécessité pour maintenir une production nucléaire fiable et économiquement attractive dans le mix énergétique français, tout en préservant la sécurité d’approvisionnement et les objectifs climatiques à long terme.
Enfin, ce défi n’est pas spécifique à la France : de nombreux pays européens, comme la Belgique, la République tchèque ou encore la Grande-Bretagne, poursuivent eux aussi la prolongation de leurs centrales, et les États-Unis envisagent même des licences d’exploitation jusqu’à 80 ans. Cela montre à quel point la gestion du parc existant est devenue une question centrale des stratégies nucléaires contemporaines.
Défi n°8: accélérer le démantèlement des centrales
Malgré le prolongement de la durée de vie des réacteurs, le démantèlement du parc actuel se profile à moyen terme : plus de la moitié des réacteurs français ont plus de 40 ans. Or, il s’agit à chaque fois d’une une opération lourde et longue : le démantèlement d’un réacteur est plus long que sa construction.
Cela s’explique en partie par un impératif de sûreté évident : le démontage et le stockage d’éléments irradiés impose de fortes précautions. Par ailleurs, le volume d’éléments à démonter est grand. Cependant, ce volume pourrait aussi être une opportunité: des projets sont à l’étude pour recycler des composants faiblement ou non radioactifs afin de les réutiliser dans l’industrie.
L’apport du numérique pourrait être important dans le domaine du démantèlement. On peut penser, par exemple, à des simulations 3D/4D pour planifier la déconstruction, à l’IoT pour son exécution, ou à une aide de l’intelligence artificielle pour dégager des opérations passées une méthode générale. De même, l’usage de robots et des drones suscite un intérêt grandissant, en raison de leur capacité à aller explorer des zones irradiées.
En-dehors du petit réacteur «pilote» de Chooz-A, les deux premiers REP (Réacteurs à Eau Pressurisée) à être entrés en démantèlement en France sont ceux de la centrale de Fessenheim, en 2020. Le retour d’expérience de cette opération sera précieux pour le reste du parc, qui est composé en grande partie de réacteurs analogues.
Défi n°9: réussir les projets EPR2
L’annonce, en 2022, de la construction de six EPR2 marque le retour d’un programme nucléaire ambitieux en France. Mais cette relance s’inscrit dans l’ombre du chantier de Flamanville-3, devenu le symbole des dérives industrielles du passé, avec 17 ans de travaux et un coût dépassant 20 milliards d’euros. Pour EDF et Framatome, l’enjeu est donc double : livrer les EPR2 sans reproduire ces échecs et restaurer la crédibilité industrielle de la filière.
Le programme EPR2 s’appuie toutefois pour cela sur un important retour d’expérience. La conception a été simplifiée par rapport à l’EPR, et les six premiers réacteurs seront construits par paires, sur des sites existants (Penly, Gravelines et Bugey), afin de bénéficier d’effets d’échelle et d’une meilleure standardisation.
Deux défis majeurs se détachent:
- Le premier est humain : après plus de vingt ans de ralentissement du secteur nucléaire, la perte de compétences a été clairement identifiée comme l’une des causes des difficultés passées. La réussite de l’EPR2 repose sur la capacité à reconstituer un vivier de savoir-faire, en recrutant, en formant et en fidélisant des milliers de professionnels sur toute la chaîne industrielle.
- Le second est économique. Le coût du programme est estimé à près de 100 milliards d’euros pour six réacteurs. Cette réalité se reflète dans le coût de production de l’électricité : les évaluations actuelles situent celui de l’EPR2 autour de 70 à 80 €/MWh, contre environ 50 à 55 €/MWh pour le parc existant prolongé via le Grand Carénage. Cette différence souligne que les EPR2 ne remplaceront pas à court terme le parc actuel, mais viendront le compléter à long terme.
En définitive, le défi EPR2 dépasse la seule construction de nouveaux réacteurs : il conditionne la capacité de la France à retrouver une exécution industrielle maîtrisée, à mobiliser des financements massifs et à inscrire durablement le nucléaire dans sa stratégie énergétique.
Défi n°10: anticiper la raréfaction des ressources en uranium
Un dernier défi pour la relance du «grand» nucléaire concerne les ressources, à la fois matérielles et humaines.
Outre les besoins de formation à grande échelle mentionnés plus haut, l’Europe affiche des carences dans la maîtrise de la chaîne industrielle. Celle-ci peut être résumée par le schéma qui suit:
Schéma simplifié du cycle du combustible nucléaire,
montrant la possibilité d’une fermeture du cycle
L’Europe et la France ne disposent pas de ressources significatives en uranium. Pour la France en particulier, ce dernier provenait principalement en 2022 du Kazakhstan, du Canada, de Namibie et d’Australie. Cette dépendance expose la filière aux tensions géopolitiques, comme l’a montré la situation au Niger en 2023, même si la diversité des sources limite le risque immédiat.
Par ailleurs, la raréfaction de l’uranium ne constitue pas un défi immédiat, mais pourrait devenir un enjeu majeur avec l’essor mondial du nucléaire. Pour sécuriser l’approvisionnement, la fermeture du cycle apparaît comme une solution clé. Cette expression désigne la réinjection de tout ou partie du combustible usagé au début de la chaîne, par un processus de recyclage lui permettant de resservir. La France vise une fermeture complète d’ici la fin du siècle.
Ainsi, Orano retraite déjà l’uranium à La Hague pour produire du MOX, utilisable dans une partie du parc, ou de l’URT, dont le réenrichissement dépend encore de contrats russes. Certaines technologies, comme les réacteurs à neutrons rapides, pourraient aller plus loin en recyclant leur propre combustible.
Des solutions existent ainsi dans le domaine de la gestion des ressources, mais nécessiteront des investissements à long terme et une conception souple pour compenser d’éventuels chocs exogènes.
Conclusion
La relance du nucléaire français s’inscrit dans un contexte de transition énergétique, de quête de souveraineté et de lutte contre le réchauffement climatique. Qu’il s’agisse des petits réacteurs innovants portés par des entreprises nouvelles ou des grands chantiers pilotés par les industriels historiques, l’ensemble de la filière fait face à des défis complexes : choix technologiques, gestion des ressources, financement, acceptabilité sociale et reconstitution des compétences.
Dans cette transformation, les solutions numériques pourraient se révéler un levier stratégique majeur. Simulation 3D pour le démantèlement, intelligence artificielle pour l’optimisation des opérations, jumeaux numériques pour la maintenance prédictive ou encore plateformes collaboratives pour la formation : ces outils transformeront en profondeur la manière de concevoir, d’exploiter et de sécuriser les installations nucléaires. L’opportunité offerte par ces outils est par ailleurs déjà reconnue, l’EPR2 étant présenté par EDF comme le premier réacteur entièrement conçu de façon numérique.
Si les investissements sont à la hauteur des ambitions, et si l’écosystème parvient à conjuguer innovation, rigueur et transparence, le nucléaire pourra réaffirmer son rôle de pilier central du modèle énergétique français, non seulement comme source d’électricité ou de chaleur, mais comme vecteur de résilience et d’indépendance.
