La Suisse couvre ses besoins en électricité principalement grâce à l’hydroélectricité (environ 60 %) et à l’énergie nucléaire (environ 30 %). En hiver, l’énergie nucléaire représente près de 40 % de la production électrique nationale.[1] Ce chiffre fluctue d’une année à l’autre, mais l’ordre de grandeur est resté pratiquement inchangé depuis 10 ans. 

La production électrique suisse est pratiquement exempte de CO₂. En 2024, environ 0,5% de la production venait des énergies fossiles, et 1 % pour l’ensemble du mix de consommation.[2] Les nouvelles énergies renouvelables telles que le solaire, l’éolien et la biomasse, ainsi que les centrales thermiques (usines d’incinération des déchets) ont connu une forte croissance ces dernières années et représentent à ce jour 12 % (2024) de la production. La Suisse exporte de l’électricité en été et en importe en hiver.[3]

Presque, mais pas encore tout à fait. Près de 99,5% de la production suisse d’électricité est obtenue sans émissions de CO₂, car elle provient principalement de l’hydroélectricité et de l’énergie nucléaire.[1] Toutefois, les importations ne sont pas entièrement climatiquement neutres. Pendant l’hiver, la Suisse doit importer de l’électricité qui vient en partie de centrales au gaz ou au charbon. À long terme, l’objectif est de rendre l’approvisionnement électrique entièrement climatiquement neutre, par le recours exclusif à des sources d’énergie sans émissions de CO₂. Le grand défi consistera à remplacer la production exempte d’émissions des centrales nucléaires existantes (40 % de l’électricité hivernale). Sans prolongation de leur durée de vie, cette production disparaîtra progressivement entre 2033 et 2044. Dans le même temps, la consommation d’électricité devrait augmenter d’environ un tiers, en raison de la numérisation et de la décarbonation des bâtiments et de la mobilité.[2]

Selon l’Office fédéral de la protection de la population, le risque de pénurie d’électricité est estimé à 1 fois tous les 30 ans et pourrait entraîner des dommages agrégés très élevés, de l’ordre de 84 milliards de francs suisses. Il s’agit donc, avec une nouvelle pandémie, du scénario de menace le plus probable et le plus coûteux pour la Suisse.[1] Ce risque devrait augmenter considérablement d’ici 2050 si la Suisse n’améliore pas sa sécurité d’approvisionnement.

Selon l’Office fédéral de la protection de la population, une coupure de courant imprévue et de courte durée comme celle qui s’est produite en Espagne en 2025, a la même probabilité de survenir qu’une pénurie d’électricité (manque d’électricité sur une longue période), soit une fois tous les 30 ans. Les dommages agrégés estimés s’élèvent à 7,78 milliards de francs suisses.[1]

Pendant l’été, la Suisse est exportatrice nette d’électricité, tandis qu’elle est importatrice nette en hiver.[1] Les besoins d’importation hivernaux varient en fonction de l’évolution de la production nationale. Si la tendance actuelle se poursuit jusqu’en 2050, la Suisse pourrait afficher des besoins d’importation trop élevés, compris entre 9 et 16 térawattheures (TWh).[2] Cela s’explique par le fait qu’en l’état la production des centrales nucléaires mises hors service ne sera pas remplacées à temps par de nouvelles sources de production d’électricité hivernale exemptes d’émissions. La loi sur l’énergie stipule que les importations d’électricité durant l’hiver ne doivent pas dépasser la valeur indicative de 5 TWh, afin de conserver une stratégie d’importation durable.[3]

La Suisse dispose aujourd’hui de trois centrales, comprenant quatre réacteurs : Gösgen, Leibstadt, Beznau 1 et Beznau 2. Celles-ci ont une puissance totale de 2 973 mégawatts (MW) et produisent environ un tiers de l’électricité sur l’ensemble de l’année, et environ 40 % de notre électricité hivernale.[1] Ce chiffre fluctue d’une année à l’autre, mais il est resté pratiquement inchangé en moyenne depuis 10 ans. 

Les centrales nucléaires suisses disposent d’autorisations d’exploitation illimitées, assorties d’une obligation permanente de mise à niveau. La loi ne prévoit pas de durée d’exploitation fixe. Les citoyens suisses ont rejeté une limitation de la durée d’exploitation en 2017. Les installations existantes doivent fonctionner tant qu’elles répondent aux exigences légales en matière de sécurité. Beznau 1 et 2 sont les réacteurs les plus anciens de Suisse (1969 et 1971) ; malgré leur âge avancé, ils sont à la pointe de la technologie en matière de sécurité grâce à des mises à niveau régulières. Entre-temps, l’exploitant, après avoir soigneusement pesé tous les risques techniques, économiques, réglementaires et politiques, a décidé de mettre ces centrales hors service en 2032 et 2033. Sans adaptations, Gösgen pourrait suivre en 2039 et Leibstadt en 2044. Le Conseil fédéral estime qu’une exploitation à long terme, jusqu’à 80 ans, des centrales nucléaires de Gösgen et de Leibstadt serait techniquement possible et, dans la grande majorité des cas, également rentable. Le gouvernement fédéral estime pour l’instant qu’un soutien financier à l’exploitation à long terme n’est pas nécessaire.[1] Il n’en reste pas moins que le cadre juridique doit être adapté, par exemple en levant l’interdiction technologique prévue par la loi sur l’énergie nucléaire, afin que Gösgen et Leibstadt puissent être exploitées au-delà de 60 ans.[2]

En Suisse, la sécurité des centrales nucléaires fait l’objet d’une réglementation exhaustive et d’un contrôle continu de la part des autorités de surveillance. Les exigences comprennent des évaluations systématiques annuelles de la sécurité, des contrôles approfondis tous les dix ans et des exigences supplémentaires de sécurité après 40 ans d’exploitation. La loi impose que les systèmes de sécurité soient toujours à la pointe de la technologie. Ces mesures comprennent également une protection contre les séismes, les inondations, les crashs d’avions, les attaques de drones, les cyberattaques, le sabotage ou les attentats terroristes.[1] [2]

En Suisse, c’est l’Inspection fédérale de la sécurité nucléaire (IFSN) qui supervise la sécurité des centrales nucléaires. Cette autorité constate que les exigences de sécurité sont très élevées en comparaison internationale.[1] En 2025, les installations nucléaires suisses ont respecté les prescriptions de sécurité relatives à leur exploitation, selon le rapport de l’IFSN.[2] Les centrales nucléaires sont conçues de manière à laisser au personnel d’exploitation suffisamment de temps pour intervenir de manière ciblée, même en cas d’incidents graves. Les systèmes de sécurité sont aussi prévus pour maîtriser les incidents graves qui ont été pris en compte lors de la conception de la centrale (ce que l’on appelle les « incidents de conception »).[3] De plus, depuis les débuts de la technologie nucléaire, les scientifiques et les ingénieurs s’efforcent d’améliorer encore la sûreté des centrales nucléaires. Les nouvelles découvertes issues de la recherche sont intégrées dans les programmes de modernisation, de sorte que les mises à niveau des installations restent toujours à la pointe de la technologie. Parmi les mesures actuelles visant à garantir une exploitation sûre, on peut citer[4]:

• l’exploitation des centrales nucléaires conformément à une législation stricte et à des directives précises, fondées sur des bases technico-scientifiques.
• Présentation transparente des exigences et des critères de sécurité régissant le travail de l’autorité de surveillance.
• Surveillance par l’autorité de contrôle IFSN, au moyen d’inspections régulières et de contrôles de sécurité périodiques.
• Une formation initiale et continue de qualité pour le personnel des centrales nucléaires, incluant des évaluations régulières.
• Investissements dans la sécurité, afin que les installations soient toujours à la pointe de la technologie de modernisation.
• Conception des systèmes de sécurité des centrales nucléaires : les incidents de conception sont maîtrisés de manière à éviter toute conséquence grave pour les personnes et l’environnement.
• Des systèmes de sécurité multiples et indépendants les uns des autres – par exemple les systèmes de refroidissement d’urgence – garantissent la sécurité même en cas de défaillance de certains composants ou d’un système entier.
• Protection assurée par une série de plusieurs barrières qui, même en cas d’accident grave, limitent le rejet de substances radioactives dans l’environnement.
• Des systèmes d’urgence autonomes et abrités dans des bunkers offrent un niveau de protection très élevé contre les événements externes tels que les séismes et les inondations. Ils assurent l’évacuation thermique des réacteurs, essentielle en cas de défaillance des autres systèmes de refroidissement.
• En cas de fusion du cœur, les recombineurs d’hydrogène contribuent à empêcher les explosions d’hydrogène et, par conséquent, les dommages aux systèmes de barrières.
• Partout dans le monde, les ingénieurs nucléaires tirent les leçons des incidents et des erreurs. Les centrales nucléaires suisses cultivent une culture ouverte de la gestion des erreurs et pratiquent un échange intensif d’expériences.

Les centrales nucléaires comptent parmi les infrastructures civiles les mieux protégées de Suisse, au même titre que d’autres installations électriques telles que les barrages ou les postes de commutation du réseau. Cela vaut en particulier pour les attaques terroristes. L’IFSN a notamment constaté par le passé que le niveau de protection contre les crashs d’avions intentionnels était élevé.[1] Selon les exploitants, les attaques par drones représentent actuellement un risque négligeable. Des mesures de précaution sont néanmoins en place, par exemple sous la forme d’une zone d’interdiction de vol au-dessus du site de la centrale. Les mesures de sécurité précises sont confidentielles afin de ne pas compromettre la protection.[2]

Beznau 1 et 2, les plus anciens réacteurs nucléaires de Suisse, puisent leur eau de refroidissement dans l’Aar. Conformément à l’ordonnance sur la protection des eaux, il est interdit de rejeter de l’eau de refroidissement lorsque la température de l’Aar, après mélange complet, dépasse 25 degrés. Si tel est le cas, la puissance de la centrale doit être réduite. Ce fut le cas lors de la vague de chaleur de juin 2026.[1] Comme la Suisse dispose de suffisamment d’électricité en été, cette réduction ne pose aucun problème pour l’approvisionnement ; la protection des eaux prime. L’énergie nucléaire complète idéalement l’énergie solaire. Les centrales plus récentes de Leibstadt et de Gösgen ne sont pas soumises à cette restriction, car elles sont refroidies par des circuits largement fermés, équipés de tours de refroidissement. On le constate par exemple également en France. Sur 56 réacteurs, 48 ne présentent aucun risque de réchauffement des eaux fluviales. C’est pourquoi la production reste plus ou moins constante, malgré la canicule.[2] Les nouvelles générations de centrales renoncent pour la plupart au refroidissement par circulation d’eau, sauf sur les sites côtiers, où cette technique reste courante pour des raisons pratiques.

Aucune technologie ne garantit une indépendance totale. Toutefois, comparé à la forte dépendance vis-à-vis des importations de combustibles fossiles et à la dépendance intense à l’égard de la Chine en matière d’énergies renouvelables, l’approvisionnement en uranium de la Suisse est solide et diversifié. Aujourd’hui, l’uranium est extrait dans 12 à 17 pays à travers le monde, et de nombreux autres disposent de gisements.[1] Depuis 2025, Axpo ne fait plus appel à des fournisseurs russes et s’appuie plutôt sur des partenaires du Kazakhstan et du Canada.[2] Dans la pratique, les sites des centrales nucléaires disposent généralement d’un stock d’éléments combustibles neufs suffisant pour environ trois ans de fonctionnement normal. En cas de crise, ces stocks pourraient être facilement augmentés. Actuellement, environ 43 % de l’uranium provient du Kazakhstan, le reste provenant de trois à quatre autres pays affichant une production élevée.[3]

Non. Un déficit se profile à long terme: sauf mesures supplémentaires, toutes les centrales nucléaires existantes aujourd’hui seront progressivement mises hors service d’ici 2044 (durée de vie d’environ 60 ans). Parallèlement, la consommation d’électricité (électrification des transports et du chauffage principalement) augmentera d’environ un tiers d’ici 2050. Sans mesures correctives, un déficit d’électricité hivernal d’environ 9 à 16 TWh menace de se produire, soit environ un tiers de la consommation hivernale. La dépendance vis-à-vis des importations augmenterait par conséquent fortement.[1] Les experts avertissent que, si rien ne change, la sécurité d’approvisionnement ne serait pas garantie en 2050 (indice AES : seulement 69 points sur 100).[2] Des capacités supplémentaires de production d’électricité (énergies renouvelables et, le cas échéant, nouvelles centrales nucléaires ou à gaz) sont nécessaires pour garantir durablement la sécurité d’approvisionnement.

Les énergies renouvelables apportent une contribution croissante à l’approvisionnement électrique hivernal, en particulier pendant les mois d’octobre et de mars. Cependant, une poursuite de la forte croissance actuelle paraît difficile à réaliser. Jusqu’à présent, le rythme de développement prévu par la loi pour atteindre les objectifs fixés pour 2035 et 2050 n’a pas été respecté.[1] La réglementation, les procédures d’autorisation et le financement jouent un rôle dans cette situation, tout comme la protection de l’environnement, l’occupation des sols et des limites techniques et physiques. Un développement supplémentaire des énergies renouvelables est certes important pour un approvisionnement en électricité durable en hiver. Mais la sécurité d’approvisionnement ne pourra probablement pas être assurée à des coûts raisonnables en recourant exclusivement aux renouvelables. C’est pourquoi la Stratégie énergétique 2050 contenait déjà des réflexions par rapport à des centrales à gaz pour l’hiver et aux conséquences d’un renforcement de la dépendance vis-à-vis des importations.[2]

L’énergie éolienne peut s’avérer particulièrement précieuse en Suisse pendant la saison hivernale, mais son développement n’avance jusqu’à présent que lentement. Le Conseil fédéral a fixé un objectif de production annuel de 2,3 TWh pour 2030, ce qui correspond à environ 400 éoliennes.[1] En 2025, la production était nettement inférieure, à 0,2 TWh (environ 50 éoliennes réparties sur 13 sites). En Suisse, les éoliennes fournissent environ 60 % de leur électricité pendant la saison hivernale.[2]

L’hydroélectricité reste le pilier principal de l’approvisionnement électrique suisse. Le potentiel de stockage saisonnier supplémentaire est toutefois limité : les 16 projets issus de la table ronde sur l’hydroélectricité devaient initialement fournir environ 2 TWh d’électricité supplémentaire en hiver d’ici 2040. Selon l’OFEN, on peut actuellement s’attendre à environ 1,1 TWh d’ici 2040 et à 1,5 TWh à terme.[1] Le défi de l’hydroélectricité consiste à exploiter complètement le potentiel résiduel limité pour son développement. À l’avenir, l’hydroélectricité devra produire davantage, mais aussi répondre à des exigences écologiques plus strictes (débit résiduel, libre circulation des poissons, régime de charriage, effets d’éclusée), et s’adapter aux nouvelles conditions hydrologiques liées au changement climatique.[2]

Pour le photovoltaïque, des contraintes naturelles limitent fortement la production hivernale, notamment le plus faible rayonnement solaire à cette saison et les conditions météo. En moyenne, les installations solaires en Suisse fonctionnent à environ 10 à 12 % de leur capacité, soit environ 900 à 1 100 heures par an.[1] Sur le Plateau, elles produisent entre 23 à 25 % de leur électricité en hiver (d’octobre à mars).[2] Les grandes installations alpines pourraient remédier à cette situation car leur production hivernale représente 45 à 50 % de leur production totale et elles affichent des taux d’utilisation plus élevés.[3] Cependant, de nombreuses centrales alpines ne voient pas le jour pour des raisons de coût, bien que l’État prenne en charge 60 % du financement. Pour donner un ordre de grandeur, la centrale nucléaire de Gösgen a une superficie de 14 hectares et dispose d’une puissance de 1 060 MW, avec un taux d’utilisation de 80 à 90 % en hiver. Une centrale solaire alpine de même superficie a une puissance d’environ 15 MW, avec un taux d’utilisation de 50 à 60 % en hiver.[4]

Non. Le Conseil fédéral affirme clairement que le développement de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables doit être poursuivi de manière décidée et qu’il n’y a pas d’exclusion mutuelle entre les énergies renouvelables et les nouvelles centrales nucléaires. L’énergie nucléaire ne serait pas un substitut au développement des énergies renouvelables, mais une garantie à long terme si les énergies renouvelables, le stockage saisonnier et d’autres moyens de production respectueux du climat ne suffisaient pas.[1]

Oui, pour trois raisons : premièrement, les centrales modernes peuvent être exploitées de manière flexible, ce qui permet de bien coordonner leur production avec celle des énergies renouvelables (réponse à la charge, régulation de fréquence). Deuxièmement, les recettes du marché sont déterminantes pour la rentabilité. Étant donné qu’à l’avenir, l’électricité deviendra plus chère en hiver et que les prix négatifs se multiplieront en été, les recettes du marché se déplaceront davantage vers l’hiver, période durant laquelle l’énergie nucléaire peut faire valoir ses atouts. Troisièmement, on peut s’attendre à moyen terme à une demande d’électricité plus flexible, de sorte qu’il y aura à nouveau moins d’heures à prix négatifs en été. Comme les centrales nucléaires ont principalement des coûts fixes, même les heures où les prix sont bas en été offrent une marge contributive qui soutient leur rentabilité.[1]

Les alternatives à la construction de nouvelles centrales nucléaires sont un développement très important du photovoltaïque, de l’éolien et de l’hydroélectricité, davantage de capacités de stockage et de réseaux, une réduction de la consommation d’électricité, ainsi que les centrales à gaz. Aucune option n’est exempte de conflits d’objectifs. Les énergies renouvelables nécessitent des surfaces, des réseaux et de la flexibilité. Les importations supposent des capacités disponibles à l’étranger. Sans combustibles neutres en carbone, sans captage du CO₂ ni sans compensation, les centrales à gaz fossiles sont en contradiction avec l’objectif de zéro émission nette d’ici 2050.[1] De manière générale, les scénarios reposant sur de grandes installations électriques centralisées sont plus avantageux sur le plan économique que ceux visant à maximiser les petites installations décentralisées (panneaux solaires sur les toits, éoliennes).[2] Axpo a en particulier calculé qu’un approvisionnement combinant énergies renouvelables, centrales nucléaires et environ 15 milliards de CHF serait moins coûteux qu’un approvisionnement combinant énergies renouvelables et gaz.[3]

De nouvelles centrales nucléaires pourraient être mises en service à temps pour contribuer durablement à la sécurité d’approvisionnement. En cas de prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires existantes, celles-ci devront être déconnectées du réseau au plus tard en 2050 – c’est à peu près à cette date que de nouvelles centrales nucléaires pourraient être opérationnelles.[1] Le Conseil fédéral ne plaide pas en faveur d’une décision immédiate de construction, mais en faveur du maintien de cette option à long terme.[2] L’exploitation aussi longue que possible des centrales existantes (80 ans au lieu de 60) élargirait largement la marge de manœuvre.

La construction d’une grande centrale nucléaire de génération 3+ en Suisse est réalisable tant sur le plan technique qu’en termes d’implantation. Toutefois, tant que l’interdiction de construire de nouvelles centrales ne sera pas levée, cela ne sera pas possible et il n’existe actuellement aucun projet de construction concret. Les sites existants seraient adaptés à la construction de nouvelles centrales destinées à remplacer celles en service, si cela s’avérait nécessaire à l’avenir. Les raisons sont nombreuses : infrastructures existantes (notamment les raccordements au réseau de transport), concepts de refroidissement éprouvés, savoir-faire et personnel disponibles localement, accessibilité logistique pour la construction, réserves de terrain, ainsi que l’acceptation locale. En revanche, une nouvelle construction « en pleine campagne » semble peu avantageuse.[1]

À court terme, oui – au moins à titre de réserve. La réserve d’électricité actuelle comprend, outre la réserve hydroélectrique, des centrales thermiques, des groupes électrogènes de secours, des installations de cogénération et une réserve de consommation. Ces installations ont pour but de garantir l’approvisionnement en cas de situations critiques et non de produire en permanence de l’électricité destinée au marché. À long terme, les centrales à gaz fossiles posent problème par rapport à l’objectif « zéro émission nette ». Idéalement, elles devraient fonctionner de manière neutre sur le plan climatique, être associées à un système de captage du CO₂ (« carbon capture ») ou être remplacées par d’autres sources d’énergie à faibles émissions de CO₂.[1] Axpo part aujourd’hui du principe qu’il sera très probablement nécessaire à l’avenir de disposer d’une production d’électricité à partir du gaz, intégrée au marché. De nouvelles centrales nucléaires réduiraient considérablement ce besoin.[2]

À l’été 2023, la Suisse a adopté la loi sur le climat et l’innovation (LCI) avec 59,1 % de voix favorables. L’objectif est que la Suisse atteigne la neutralité climatique d’ici 2050. Pour y parvenir, il est notamment prévu de soutenir l’électrification : le remplacement des systèmes de chauffage au mazout, au gaz et électriques par des systèmes respectueux du climat sera subventionné à hauteur de 2 milliards de CHF. Les entreprises industrielles et artisanales qui utilisent des technologies innovantes pour une production respectueuse du climat devraient bénéficier de subventions à hauteur de 1,2 milliard de CHF.[1] Aujourd’hui, la part des énergies fossiles dans la consommation finale d’énergie s’élève à environ 57 %.[2] Au cours des 25 prochaines années, cette consommation doit être remplacée en grande partie par l’électricité. C’est pourquoi la Suisse a besoin d’une production d’électricité fiable.

D’ici 2050, l’approvisionnement électrique doit être développé et rester sans émissions de CO₂. Le plan de la Confédération (Stratégie énergétique 2050) de 2017 mise sur un développement massif de l’énergie solaire, éolienne et hydraulique, sur l’amélioration de l’efficacité énergétique et sur l’interdiction de toute nouvelle centrale nucléaire. Les centrales nucléaires existantes continueront d’être exploitées tant qu’elles seront sûres. Les « Perspectives énergétiques 2050 » de la Confédération, sur lesquelles repose ce plan, partaient toutefois du principe que la Suisse resterait tributaire d’importations d’électricité accrues, notamment en hiver, et que, selon les scénarios, des centrales à gaz seraient également utilisées pour garantir l’approvisionnement.[1] Dans les années qui ont suivi l’entrée en vigueur de la stratégie énergétique, il est toutefois rapidement apparu que le développement des énergies renouvelables progressait plus lentement que prévu, que de nombreux projets étaient retardés par des recours et des procédures d’autorisation, que l’approvisionnement en électricité en hiver restait un problème non résolu et que l’électrification et la numérisation entraînaient une croissance de la demande en électricité plus forte que prévu initialement. La crise énergétique de 2022, suite à l’attaque russe contre l’Ukraine, a mis encore plus en avant la question de la sécurité d’approvisionnement.

Face aux problèmes de mise en œuvre de la stratégie énergétique 2050 et à l’évolution du contexte, le Parlement et le peuple ont réagi en 2024 en adoptant la « loi sur l’électricité ». Ce projet définit des objectifs de développement des énergies renouvelables à l’horizon 2035 et 2050, renforce les instruments de soutien, rationalise les procédures et réglemente l’autoconsommation, les communautés électriques locales et les mesures de flexibilité. Une «table ronde sur l’énergie hydraulique» devait en outre permettre de trouver des compromis entre les organisations environnementales et les fournisseurs d’énergie, afin de renforcer l’approvisionnement électrique hivernal. À l’origine, 16 projets devaient fournir environ 2 TWh de production hivernale supplémentaire d’ici 2040. Toutefois, selon une enquête menée par l’OFEN en 2025 auprès des porteurs de projets, seuls environ 1,1 TWh devraient être atteints d’ici 2040 et, même à terme, seulement environ 1,5 TWh. Le Conseil fédéral en a donc conclu que la liste des projets devait être complétée ou adaptée.[1]

Pour l’instant, non. Les analyses d’economiesuisse, basées sur les chiffres de la Confédération, montrent que le développement des énergies renouvelables s’accélère.[1] Il reste néanmoins en deçà des objectifs légaux et l’électricité supplémentaire est produite presque exclusivement pendant la saison estivale. Le développement des énergies renouvelables ne contribue donc toujours pas suffisamment à garantir l’approvisionnement électrique en hiver.[2] La capacité de production installée a augmenté d’environ 50 % ces dernières années. Dans le même temps, la production d’électricité hivernale est globalement restée stable. Pour atteindre l’objectif de 35 TWh de production annuelle d’électricité renouvelable en 2035, la production actuelle devrait environ tripler au cours des neuf prochaines années.[3]

Outre les problèmes de mise en œuvre et les objectifs très ambitieux de la Stratégie énergétique 2050 et de la loi sur l’électricité, la crise énergétique de 2022 a mis en évidence la nécessité d’agir immédiatement. La disponibilité réduite de l’énergie nucléaire française, les incertitudes liées à l’approvisionnement européen en gaz et l’insuffisance de la production nationale d’électricité en hiver ont posé des problèmes à la Suisse, qui dépend des importations. La Commission fédérale de l’électricité (ElCom) a mis en garde contre une situation de pénurie et a recommandé la mise en place à court terme d’une puissance de réserve thermique de 400 MW, ainsi que de 700 à 1 400 MW à partir de 2030.[1] Sur cette base, le Conseil fédéral a autorisé, en vertu du droit d’urgence, la construction de trois centrales à gaz et a ordonné la constitution d’une réserve hydroélectrique. Le coût de ces mesures pour les années 2023 à 2026 a été estimé à 2 milliards de francs suisses.[2] Pour le financement des centrales à gaz de réserve à partir de 2030, le Conseil fédéral demande au Parlement une enveloppe supplémentaire d’environ 2,3 milliards de francs suisses.[3]

Le Conseil fédéral maintient son engagement en faveur du développement des énergies renouvelables, mais souhaite conserver l’énergie nucléaire comme une option à long terme. Le contre-projet vise à modifier la loi sur l’énergie nucléaire de manière à permettre au Conseil fédéral d’octroyer à nouveau une autorisation générale pour un projet. Celle-ci peut être contestée à tout moment par référendum. Cela signifie qu’il appartient toujours au peuple de décider s’il accepte ou rejette un projet.[1]

Non. Le peuple a toujours le droit d’exprimer son opinion, car le monde change. Il est judicieux de lui poser cette question dans le contexte actuel. La situation dans le domaine énergétique a fondamentalement changé, notamment après l’attaque de l’Ukraine par la Russie et l’évolution de l’approvisionnement énergétique européen. Les sondages actuels révèlent une inquiétude croissante concernant l’approvisionnement électrique suisse : 58 % des sondés s’inquiètent de la sécurité d’approvisionnement à long terme, 64 % doutent que les énergies renouvelables suffisent à elles seules, 79 % souhaitent que les centrales nucléaires existantes continuent de fonctionner, 66 % soutiennent un accord sur l’électricité avec l’UE. Toutefois, si le développement des énergies renouvelables ne suffit pas à garantir l’approvisionnement en électricité, la population suisse continue de se prononcer davantage en faveur des centrales nucléaires (58 %) que des centrales à gaz (26 %).[1] Dans le baromètre des préoccupations de l’UBS également, l’avenir de l’approvisionnement électrique figure parmi les 10 principales préoccupations de la population.[2] Ainsi, le débat actuel reflète non seulement la situation en matière d’approvisionnement, mais aussi l’état d’esprit de la population. La stratégie énergétique 2050 a été un plaidoyer en faveur d’un approvisionnement en électricité sûr, propre et abordable, notamment grâce au développement des énergies renouvelables. Ce développement se poursuit, mais doit être garanti par la levée de l’interdiction technologique actuellement en vigueur.
De plus, les instruments de démocratie directe permettent de réexaminer des décisions antérieures. À l’instar du prochain vote sur le contre-projet indirect à l’initiative « Blackout », la décision d’interdiction de 2017 a été prise sur la base d’un référendum facultatif, c’est-à-dire dans le même cadre institutionnel que celui dont nous discutons aujourd’hui.

En principe, aucune installation de production d’électricité ne voit le jour sans aide publique. Il est difficile de comparer les situations, car le système de subventions suisse manque de transparence, est complexe et varie selon la technologie et le niveau fédéral (Confédération, cantons, communes). Souvent, plusieurs instruments de soutien coexistent. Par rapport au soutien des installations solaires, par exemple, il existe, rien qu’au niveau fédéral, 55 tarifs possibles, composés de différentes combinaisons de soutien de base (en fonction de la taille et de l’emplacement de l’installation) et de primes (par exemple, angle d’inclinaison, électricité hivernale, surfaces de stationnement). Ce n’est pas sans raison que le Contrôle fédéral des finances a constaté, dans un rapport de 2023, que les incitations financières s’enchaînaient «de manière opaque et aléatoire» et que «le montant des différentes incitations […] était parfois soumis à de fortes différences individuelles et géographiques ainsi qu’à des fluctuations dans le temps». Dans le domaine de l’hydroélectricité également, plusieurs modèles coexistent après l’expiration du modèle RPC (rétribution à prix coûtant du courant injecté), avec un choix entre des contributions à l’investissement et une prime de marché variable. Il en va de même pour l’énergie éolienne. Dans ce système complexe, dépendant des projets et dynamique, il n’est pas possible de chiffrer au centime près l’ampleur des aides accordées aux différentes technologies de production.

Malgré cela – ou précisément pour cette raison –, une comparaison des subventions est essentielle pour le débat sur la politique énergétique. C’est pourquoi economiesuisse a procédé à une estimation des subventions existantes et l’a comparée aux besoins théoriques en subventions pour de nouvelles centrales nucléaires potentielles, tels qu’ils sont estimés par des études récentes.[1] L’accent est mis sur les technologies et les instruments pour lesquels une estimation relativement fiable est possible.[2] Conclusion : le niveau théorique des subventions ne serait pas supérieur à celui des subventions actuellement accordées à d’autres technologies.

Les centrales nucléaires existantes produisent à un coût très bas, qui oscille depuis des années entre 4 et 7 centimes par kWh. Les nouvelles centrales seraient elles aussi compétitives : leurs coûts de production (8 à 15,5 cts/kWh) seraient à peu près équivalents à ceux des parcs solaires au sol (4,9 à 10,9 cts/kWh) et moins élevés que ceux des petites installations solaires sur toiture (10,5 à 20,2 cts/kWh) ou des installations alpines (11 à 24,7 cts par KWh).[1] Les coûts de production ne sont toutefois pas à eux seuls significatifs, car ils ne tiennent pas compte des coûts induits, liés à l’extension du réseau, au stockage, à l’énergie d’équilibrage, etc. Dans une analyse globale, les centrales nucléaires permettent de réduire les coûts du système. Axpo conclut qu’un scénario incluant le nucléaire coûterait à l’avenir 15 milliards de francs suisses de moins qu’un scénario sans nucléaire.[2]

En principe oui, mais difficilement sans un cadre réglementaire fiable à long terme. Les nouvelles centrales nucléaires nécessitent des investissements initiaux élevés et ont de longs délais d’amortissement. C’est pourquoi de nombreux pays discutent de modèles de financement et de recettes garantis ou réglementés par l’État, tels que les contrats pour différences (Contracts for Difference), les primes de marché, les garanties ou les participations publiques.[1] Des procédures simples et allégées jouent également un rôle décisif dans les coûts des projets. La question de savoir si de tels instruments seraient nécessaires en Suisse, et sous quelle forme, ne pourrait être tranchée qu’au cas par cas, en fonction de projets concrets.

Les instruments typiques sont les contrats d’achat d’électricité à long terme, les contrats pour différences (CFD) avec un prix de référence garanti, les garanties d’investissement ou les cautions, les participations de l’État ou les sociétés de projet, ainsi que les modèles « Regulated Asset Base » (RAB ; modèles à base d’actifs régulée). Chaque modèle répartit les risques différemment entre les investisseurs, les consommateurs d’électricité et l’État.[1][2] Le choix de l’instrument de financement le plus adapté en Suisse ne pourrait être déterminé qu’au cas par cas, en fonction de projets concrets.

Les nouvelles grandes centrales nucléaires sont des projets à forte intensité capitalistique. La fourchette de coûts est large, car les coûts de construction dépendent fortement du site, du type de réacteur, des coûts de financement, de la chaîne d’approvisionnement et de l’expérience acquise sur le projet. L’expérience internationale montre que, dans les programmes de construction en série bien établis, les coûts et les délais de construction sont nettement plus faciles à maîtriser. En revanche, les projets de toutes nouvelles centrales menés en Occident ont connu des dépassements de coûts et des retards considérables. En Suisse, des études montrent qu’il convient de viser un ordre de grandeur d’environ 8’000 CHF par kW (coût de construction « overnight ») pour les coûts d’investissement.[1] Selon la conception et la taille du projet, une étude réalisée par BAK economics pour le compte d’economiesuisse estime les coûts du capital sur la durée de vie entre 7,3 et 8,1 cts./kWh.[2] Les coûts de production s’élèvent eux à 11,0 à 11,8 centimes par kWh. Environ 55 à 58 % de ces coûts pourraient être couverts par les recettes issues du marché. L’énergie nucléaire constitue donc une option très intéressante pour l’approvisionnement supplémentaire en électricité en hiver, comme le confirme une étude d’Axpo.[3]

Cela dépend. Si l’on ne tient compte que des coûts de production directs (coût actualisé de l’énergie, LCOE), l’éolien et le solaire s’avèrent très avantageux. Cette analyse est toutefois incomplète. Si l’on prend également en compte les coûts induits pour l’ensemble du système (notamment les coûts d’extension du réseau, d’équilibrage et de réserve), les grandes installations centralisées, telles que les centrales à gaz ou nucléaires, s’avèrent plus avantageuses que les énergies renouvelables. Si l’on tient compte en outre du contexte suisse, le tableau change à nouveau : si l’on examine les coûts totaux de l’électricité supplémentaire nécessaire en hiver en Suisse, ce sont les centrales nucléaires et éoliennes qui s’avèrent les moins chères. L’énergie solaire et l’électricité issue du gaz sont en revanche extrêmement coûteuses. C’est ce que montrent les chiffres actuels d’Axpo.
[1]

Les coûts systémiques sont les coûts qui, au-delà de chaque installation de production d’électricité, sont générés au niveau du système dans son ensemble : réseaux, stockage, énergie de réglage, puissance de réserve, couverture des importations, redispatching et flexibilité. Ils revêtent une importance particulière dans le cas d’une production dépendante des conditions météorologiques, car l’offre et la demande d’électricité ne coïncident pas automatiquement dans le temps.[1][2] Ils constituent en outre le meilleur indicateur pour représenter les coûts économiques d’un approvisionnement en électricité.

Les coûts systémiques sont importants car le kilowattheure le moins cher produit par une certaine installation ne garantit pas nécessairement l’approvisionnement en électricité le plus économique. Une installation photovoltaïque peut présenter de faibles coûts de production, mais elle ne produit de l’électricité que par temps ensoleillé ; la puissance garantie en hiver ou en période de faible ensoleillement doit être assurée par des systèmes de stockage, les réseaux, les importations ou des centrales de réserve. D’un point de vue économique, ce qui importe n’est pas le coût d’un kWh sur le réseau à un moment donné, mais son coût pour le client final au bon moment et au bon endroit.

L’approvisionnement électrique fait partie des infrastructures de base d’un pays. Il existe donc, à juste titre, des exigences sociales et économiques quant à un certain niveau d’approvisionnement. L’État soutient la production d’électricité car la sécurité d’approvisionnement, la protection du climat et l’intégration au réseau ne sont pas entièrement reflétées par les prix du marché à court terme. De plus, de nombreuses installations sont à forte intensité capitalistique, soumises à des autorisations et dépendantes du réseau. Les mécanismes du marché restent néanmoins importants pour permettre à l’offre et à la demande de s’équilibrer. Les risques sociaux et économiques liés à un sous-approvisionnement, sous forme d’une panne générale ou d’une pénurie d’électricité, sont toutefois trop importants. C’est pourquoi il existe, pour atteindre ces objectifs prioritaires, des instruments de soutien couvrant tous les aspects du système électrique : production, réseaux, réserves, énergie d’équilibrage, etc.

Oui, l’énergie nucléaire est comparativement très respectueuse de l’environnement. Si l’on considère les indicateurs relatifs aux gaz à effet de serre, à l’occupation des sols, à la consommation d’eau ou aux dommages causés à l’écosystème, l’impact environnemental des centrales nucléaires est inférieur à celui de toutes les autres technologies.[1] Reste la question des déchets radioactifs générés pas les centrales nucléaires. Pour le stockage à long terme de ces déchets, la Suisse a mis en place un projet (dépôt géologique profond) qui sera mis en œuvre indépendamment de l’avenir de l’énergie nucléaire. Il est par exemple aussi nécessaire pour stocker en toute sécurité les déchets radioactifs issus de la médecine, de la recherche ou de l’industrie. Ce dépôt profond est préfinancé par une part des coûts de production et les fonds de démantèlement et de gestion des déchets.[2]

Cette quantité est négligeable : sur l’ensemble de leur cycle de vie, les centrales nucléaires n’émettent qu’environ 5 à 20 grammes de CO₂ par kWh d’électricité. Ce chiffre est comparable à celui de l’énergie éolienne (environ 10 à 15 g/kWh), inférieur à celui de l’énergie solaire et bien inférieur à celui des centrales à gaz (> 400 g/kWh). L’énergie nucléaire compte donc parmi les sources d’électricité les plus respectueuses du climat : elle est aussi peu émettrice de CO₂ que les énergies renouvelables et présente donc un avantage évident du point de vue climatique.[1][2][3]

Selon l’Office fédéral de la protection de la population, le risque d’accident dans une centrale nucléaire est d’environ 1 fois tous les 830 000 ans.[1] Les nouvelles centrales nucléaires (notamment celles de génération 3+) sont considérées comme très sûres sur le plan technique grâce à leurs systèmes de sécurité passifs. Le risque résiduel d’un accident grave est extrêmement faible. Statistiquement, la probabilité est de l’ordre de 1 sur 100 millions par année d’exploitation. Les coûts théoriquement énormes en cas d’accident sont plafonnés par les dispositions légales en matière de responsabilité civile ; les coûts statistiquement liés au risque pour la société sont négligeables et du même ordre de grandeur que ceux des énergies renouvelables (par exemple, la grande hydroélectricité). De plus, les nouvelles centrales nucléaires doivent respecter les normes de sécurité les plus strictes. Les installations suisses comptent parmi les plus sûres d’Europe.[2]

Conformément à la législation sur la responsabilité civile en matière d’énergie nucléaire, l’exploitant d’une installation nucléaire est responsable sans limite de montant des dommages nucléaires et doit souscrire une couverture d’assurance d’un montant de 1,2 milliard d’euros (majoré de 10 % de ce montant pour les intérêts et les frais judiciaires). Cela correspond aux accords internationaux prévus par la Convention de Paris.[1] Aujourd’hui, les assureurs privés couvrent la totalité des 1,2 milliard d’euros pour la plupart des risques. Certains risques, que les assureurs privés sont autorisés à exclure partiellement ou totalement de leur couverture, ainsi que les dommages dits « différés », qui ne peuvent être invoqués qu’après l’expiration du délai de forclusion de 30 ans, sont couverts par la Confédération. Pour cette couverture fédérale, l’exploitant d’une installation nucléaire, responsable civilement, verse des primes à la Confédération. Ces montants sont versés au Fonds pour les dommages nucléaires. Le Conseil fédéral fixe les bases de calcul du montant des cotisations. Celles-ci doivent respecter les principes actuariels et tenir compte du risque spécifique à l’installation ou au transport.[2]
Ainsi, la réglementation applicable aux centrales nucléaires est aujourd’hui nettement plus stricte que celle applicable, par exemple, aux grandes centrales hydroélectriques, qui présentent également des risques de dommages très élevés mais très improbables. En Suisse, la responsabilité civile des ouvrages d’accumulation est régie par une loi spéciale (loi sur les ouvrages d’accumulation). L’exploitant est responsable des dommages corporels et matériels résultant de risques liés à des débordements d’eau, de boue ou d’autres matériaux. Contrairement aux installations nucléaires, le droit fédéral ne prévoit toutefois pas de couverture minimale obligatoire fixe se chiffrant en milliards.[3]

Oui : une étude actuarielle de la HSG (Schmeiser, 2026) estime que l’internalisation complète de tous les risques d’accident dans le prix de l’électricité s’élève à moins de 0,001 centime par kWh – c’est-à-dire que même avec une couverture d’assurance maximale, l’électricité nucléaire ne deviendrait guère plus chère. Cette question de l’assurabilité concerne également d’autres risques majeurs (par exemple, les pandémies, la rupture d’un barrage) – les centrales nucléaires modernes sont considérées comme tellement sûres que leur risque résiduel est supportable et peut être couvert par l’État et des solutions de mutualisation du secteur privé.[1]

Elle l’est sur le plan financier et technique, mais pas encore sur le plan politique. En comparaison internationale, la Suisse applique strictement le principe du pollueur-payeur. Les exploitants de centrales nucléaires doivent prendre en charge les coûts de démantèlement et de gestion des déchets. À cette fin, ils alimentent depuis des années, d’une part, un fonds de gestion des déchets (déchets et combustible usé) et, d’autre part, un fonds de démantèlement (démantèlement des installations). Le financement s’effectue par le biais des coûts de production et est donc intégré dans la formation du prix de l’électricité. Les montants de ces deux fonds dépassaient récemment les objectifs légaux.[1] La Suisse a opté pour le stockage géologique en profondeur comme solution à long terme pour la gestion des déchets. Les déchets radioactifs sont confinés profondément sous terre, dans une couche rocheuse appropriée. Le projet n’en est plus au stade de la recherche fondamentale, mais se trouve désormais dans une phase avancée de la procédure d’autorisation. Après des études approfondies, la Nagra a proposé le site du Nord des Lägern, dans le canton de Zurich.[2] Le processus politique menant à l’octroi de l’autorisation générale pour le dépôt en profondeur doit encore être mené à bien. Jusqu’à sa réalisation, les déchets existants sont stockés dans le centre de stockage intermédiaire en surface de Würenlingen.[3] D’autres pays sont plus avancés : la Finlande dispose déjà d’un dépôt géologique profond, la Suède est en train d’en construire un. Implenia, une entreprise suisse, participe à sa construction.[4] L’Autriche, qui ne dispose d’aucune centrale nucléaire, a également besoin d’un dépôt de ce type pour les déchets issus de la recherche et de l’industrie.[5]

L’énergie nucléaire est une technologie dynamique, qui progresse à un rythme effréné. La génération III désigne les réacteurs à eau légère existants ; la génération III+ désigne les nouveaux réacteurs dotés de concepts de sécurité encore améliorés, tels que des systèmes de sécurité passifs supplémentaires et une conception plus robuste. La génération IV désigne des concepts de réacteurs fondamentalement nouveaux, par exemple les réacteurs rapides, les réacteurs à haute température ou les réacteurs à sels fondus. Elles visent notamment une meilleure utilisation du combustible, des températures plus élevées, des déchets moins persistants ou de nouvelles applications, mais ne sont pour la plupart pas encore largement disponibles sur le marché.[1][2][3][4] Si la Suisse devait lever l’interdiction de l’énergie nucléaire et planifier concrètement la construction de nouvelles centrales, seules les nouvelles technologies (au moins de génération III+) pourraient être envisagées.

Par rapport aux anciennes installations, les réacteurs modernes sont conçus pour répondre à des exigences de sécurité plus strictes. Les barrières supplémentaires, les systèmes de sécurité passifs, une meilleure maîtrise des accidents graves et une surveillance plus étroite sont des éléments essentiels. En Suisse, les installations existantes doivent être modernisées en permanence ; l’IFSN veille au maintien de la sécurité et à la sûreté. En ce qui concerne les grands réacteurs de génération III+ et les petits réacteurs modulaires (SMR), de nombreux concepts visent une sécurité accrue, mais la preuve concrète sera apportée dans le cadre d’une procédure d’autorisation, par exemple si un projet de construction se concrétise en Suisse.[1]

Les petits réacteurs modulaires (SMR) sont des réacteurs de plus petite taille, pouvant être combinés de manière modulaire et dont la puissance électrique est généralement inférieure ou égale à environ 300 MWe. Leur structure est plus simple, ils reposent sur une fabrication en série et offrent une plus grande flexibilité d’utilisation, ce qui se traduit par des coûts réduits. Cette réduction est due à la conception de modules standardisés, la préfabrication en usine, des unités plus petites et des délais de construction potentiellement plus courts. Par ailleurs, les SMR peuvent être déployés de manière flexible et locale, par exemple pour produire de l’électricité, du chauffage urbain, de la chaleur industrielle ou de l’hydrogène.[1][2]

Oui, mais il n’y a pas encore sur le marché de ces réacteurs produits en série. Quelques-uns sont en service ou en construction, notamment au Canada (Darlington, Ontario[1]) ; de nombreux autres concepts sont en phase d’autorisation, de démonstration ou d’étude. L’AEN de l’OCDE a recensé 127 technologies de SMR et en suit 74 dans son « SMR Dashboard 2025 ».[2][3] Par ailleurs, 38 États ont signé une déclaration d’intention visant à tripler la production d’énergie nucléaire d’ici 2050.[4]

Des réacteurs sont aujourd’hui développés ou construits par des entreprises et des consortiums coréens, français, japonais, russes, chinois, américains et britanniques. Dans le domaine des SMR et des réacteurs avancés, on trouve notamment Rolls-Royce SMR, GE Vernova, Hitachi Nuclear Energy, NuScale, TerraPower, X-energy, Kairos Power, Holtec, Westinghouse, EDF/Framatome, KHNP, Rosatom et des fournisseurs chinois.[1][2][3]

Actuellement, 79 réacteurs sont en construction dans le monde et environ 120 autres sont à l’étude.[1] Outre des pays comme la Chine, l’Inde, les États-Unis, le Japon ou la Corée du Sud, des États européens (France, Royaume-Uni, Pologne, Suède, Finlande, République tchèque, Pays-Bas, etc.[2]) poursuivent également la construction de nouvelles centrales nucléaires ou étudient des projets en ce sens.[3] L’UE considère l’énergie nucléaire comme une technologie clé pour atteindre les objectifs climatiques.[4] C’est pourquoi, dans le cadre du «Net Zero Industry Act», l’UE a également décidé de développer ses capacités de production en matière de technologie nucléaire.[5] La présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, a récemment qualifié la sortie du nucléaire d’«erreur stratégique» de la part de certains pays européens.[6] De nombreux pays européens envisagent de prolonger, de relancer ou d’introduire la production d’électricité d’origine nucléaire. Même le Danemark, qui ne dispose d’aucune centrale nucléaire et produit une part importante d’énergies renouvelables, a ouvert la porte à cette technologie.[7]