Le Canada construira 10 réacteurs nucléaires, première expansion en 30 ans

Le gouvernement fédéral canadien a annoncé un plan pour construire jusqu'à 10 nouveaux réacteurs nucléaires dans quatre provinces le 22 juin 2026. Cela marque la première poussée significative du pays pour une nouvelle capacité nucléaire à grande échelle depuis l'achèvement de la centrale de Darlington en Ontario en 1993. L'annonce lance formellement un processus d'approvisionnement visant un engagement initial pour les premières unités d'ici fin 2027, avec des délais de construction s'étendant jusqu'aux années 2040. Ce changement de politique vise à répondre à une croissance projetée de la demande d'électricité de plus de 50 % d'ici 2050 tout en maintenant son objectif de décarbonisation du réseau d'ici 2035.

Contexte — pourquoi cela compte maintenant

Le Canada n'a pas commandé de nouveau réacteur nucléaire à grande échelle depuis que l'unité 8 de Bruce a été mise en service en Ontario en 1986, bien que le projet de Darlington ait terminé sa construction plus tard. Le Régulateur de l'énergie canadien a projeté dans son rapport 2023 que la demande d'électricité de la nation passera d'environ 640 TWh en 2023 à plus de 1 000 TWh d'ici 2050. Cette augmentation de la demande est alimentée par l'électrification industrielle, la croissance démographique et l'expansion des centres de données.

Le catalyseur immédiat pour ce changement de politique est le retrait imminent de la production d'électricité à partir du charbon dans des provinces comme l'Alberta et la Saskatchewan d'ici 2030. Parallèlement, les unités nucléaires existantes, qui fournissent environ 15 % de l'électricité du Canada, sont confrontées à des retraits liés à l'âge à partir des années 2030. Le budget fédéral de 2025 a inclus un fonds de 7,5 milliards de dollars pour des infrastructures énergétiques propres stratégiques, qui fournit désormais un ancrage financier pour le plan nucléaire. La politique contrecarre directement une décennie d'incertitude où le gaz naturel était considéré comme le principal combustible de transition.

Données — ce que les chiffres montrent

Le Canada exploite actuellement 19 réacteurs nucléaires commerciaux avec une capacité combinée de 13,6 gigawatts (GW). Le nouveau plan vise une capacité supplémentaire de 8 à 10 GW, augmentant effectivement la flotte nucléaire nationale de 60 à 75 %. Les quatre provinces nommées dans l'initiative sont l'Ontario, le Nouveau-Brunswick, la Saskatchewan et l'Alberta. L'Ontario, qui génère déjà 60 % de son électricité à partir du nucléaire, accueillera au moins quatre nouvelles unités pour remplacer des capacités vieillissantes et soutenir la croissance industrielle.

Indicateur	Avant l'annonce (2025)	Après construction complète (objectif 2040)
Capacité nucléaire nationale	13,6 GW	~22 GW
Part du nucléaire dans la production	~15 %	Ciblée à 20-25 %
Provinces avec des actifs nucléaires	2 (ON, NB)	4 (ON, NB, SK, AB)

Le coût en capital du projet est estimé entre 15 et 20 milliards de dollars par GW de capacité installée, sur la base de références mondiales récentes. Cela implique une valeur totale du projet allant de 120 milliards de dollars à 200 milliards de dollars sur deux décennies. Pour comparaison, la capitalisation boursière totale du secteur des services publics canadiens (indice TSX Capped Utilities) est d'environ 180 milliards de dollars.

Analyse — ce que cela signifie pour les marchés / secteurs / tickers

L'annonce crée un vent arrière pour les dépenses en capital sur plusieurs décennies pour les entreprises de la chaîne d'approvisionnement nucléaire. Les principaux bénéficiaires sont les fournisseurs de réacteurs comme SNC-Lavalin Group Inc. (TSX: SNC), qui détient les droits de technologie des réacteurs Candu, et les entreprises d'ingénierie-approvisionnement-construction. Les producteurs d'uranium comme Cameco Corp. (TSX: CCO), la plus grande entreprise d'uranium cotée en bourse au monde, voient une augmentation directe de la demande d'un client national à long terme. Les sociétés d'État provinciales comme Ontario Power Generation et SaskPower dirigeront le développement, nécessitant une émission significative de dettes.

Un risque clé est l'exécution. Les projets nucléaires à grande échelle dans le monde ont une histoire de dépassements de coûts et de retards, ce qui pourrait mettre à mal les bilans provinciaux et entraîner des augmentations de tarifs pour les consommateurs. Le plan suppose également un soutien politique soutenu à travers plusieurs cycles électoraux. L'argument contraire est que les énergies renouvelables décentralisées et le stockage à l'échelle du réseau pourraient répondre à la demande de manière plus flexible et à moindre coût, bien qu'elles soient confrontées à des défis d'utilisation des terres et d'intermittence.

Les données de positionnement du TSX montrent un flux institutionnel précoce dans le secteur des services publics le jour de l'annonce. Le volume de négociation des actions de SNC-Lavalin était supérieur de 220 % à sa moyenne sur 30 jours, et le volume de Cameco a augmenté de 180 %. L'intérêt à découvert dans les services publics axés sur le gaz naturel comme ATCO Ltd. (TSX: ACO.X) a légèrement augmenté, reflétant une opinion du marché selon laquelle l'expansion nucléaire pourrait remplacer la production future d'électricité à partir du gaz.

Perspectives — ce qu'il faut surveiller ensuite

Le premier catalyseur concret est la publication de la demande fédérale de propositions (RFP) pour les premières unités de réacteurs, prévue pour le T4 2026. Les évaluations environnementales provinciales et les études de sélection de sites suivront en 2027. Les investisseurs devraient surveiller les appels de résultats du T3 2026 des principales entreprises de services publics comme la société mère d'Ontario Power Generation, Ontario Power Generation Inc., pour des indications sur le capital.

Les niveaux clés à surveiller incluent le prix au comptant de l'uranium, qui se négocie actuellement près de 86 $ par livre. Des mouvements soutenus au-dessus de 90 $ par livre signaleraient une tension sur le marché du combustible alors que les services publics sécurisent des contrats à long terme. Pour les actions d'ingénierie, la moyenne mobile sur 200 jours sera un niveau de support critique ; une rupture soutenue au-dessus de celui-ci sur un volume élevé confirmerait une tendance haussière structurelle. La performance de l'indice TSX Capped Utilities par rapport au TSX Composite plus large indiquera l'allocation de capital spécifique au secteur.

Questions Fréquemment Posées

Comment le Canada financera-t-il 200 milliards de dollars pour de nouveaux réacteurs nucléaires ?

Le financement utilisera un modèle hybride. Les prêts fédéraux et les garanties de prêt de la Banque d'infrastructure du Canada couvriront une partie. Les sociétés d'État provinciales émettront des dettes à long terme, probablement des obligations vertes, pour financer leur part en capital. En fin de compte, les consommateurs de chaque province rembourseront le capital par le biais des tarifs d'électricité sur la durée de vie de l'actif de 60 ans, suivant le modèle de coût de service des services publics réglementés. Cela diffère des projets renouvelables qui utilisent souvent des capitaux propres fiscaux et des contrats d'achat d'électricité.

Quelle technologie de réacteur utiliseront les nouvelles centrales du Canada ?

La politique soutient une approche à double technologie. L'Ontario et le Nouveau-Brunswick déploieront probablement des réacteurs à eau lourde pressurisée de génération III+ à grande échelle, une évolution du design Candu existant. La Saskatchewan et l'Alberta, recherchant des solutions plus petites et modulaires, évaluent des petits réacteurs modulaires (SMR). Le design SMR BWRX-300 de GE Hitachi a déjà reçu des approbations réglementaires préliminaires en Ontario, le positionnant comme un prétendant pour les provinces de l'ouest.

Cela affecte-t-il l'industrie pétrolière et gazière du Canada ?

Le plan nucléaire crée à la fois des dynamiques concurrentielles et complémentaires. Il concurrence directement la part de production d'électricité future qui aurait été destinée aux centrales à gaz naturel, en particulier dans le réseau post-charbon de l'Alberta. En revanche, il fournit une source d'énergie propre et de base à grande échelle pour les opérations énergivores des sables bitumineux cherchant à réduire leur intensité carbone. Certains grands producteurs de sables bitumineux envisagent des partenariats pour des SMR afin de fournir de la vapeur et de l'électricité, ce qui pourrait créer un nouveau segment de clients pour le nucléaire.

Conclusion

L'expansion nucléaire du Canada est un changement structurel de 30 ans dans la politique énergétique qui réaffectera plus de 120 milliards de dollars de capital et remodelera son réseau électrique.

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