Nucléaire américain : AP1000 ou APR1400 ? Pourquoi les retombées contractuelles diffèrent pour Hyundai E&C, Doosan Enerbility et KEPCO E&C

Les projets américains de construction de grandes centrales nucléaires reprennent. Pour les investisseurs exposés aux valeurs nucléaires coréennes, « expansion nucléaire aux États-Unis » ne suffit cependant pas comme formule unique. C’est le type de réacteur retenu: AP1000 ou APR1400: qui détermine ce qui revient aux entreprises coréennes.

Avec l’AP1000, Westinghouse détient la conception du réacteur et l’ingénierie pilote. Les entreprises coréennes accèdent à la construction et à une partie de la fourniture de composants primaires. Avec l’APR1400, la chaîne d’approvisionnement nucléaire coréenne peut prendre en charge une part plus large de la conception, des composants primaires et de la construction.

Positionner Hyundai E&C, Doosan Enerbility et KEPCO E&C dans la même direction en réponse à une actualité sur le type de réacteur est donc une erreur. Doosan Enerbility couvre les deux types de réacteurs. Hyundai E&C est la plus directement liée aux projets AP1000 qui peuvent être vérifiés aujourd’hui. KEPCO E&C est la plus sensible au choix de l’APR1400.

Un point doit être rectifié au préalable. Au 30 août, aucun type de réacteur n’a été officiellement arrêté pour l’initiative d’investissement Corée-États-Unis. Certains articles de presse et scénarios de brokers ont pris de l’avance sur les faits.

Synthèse

• La politique américaine en matière de chaîne d’approvisionnement nucléaire pour les grands réacteurs s’oriente déjà autour de l’AP1000. Le Département de l’Énergie a annoncé 17,5 milliards de dollars de prêts conditionnels pour soutenir l’achat de composants à long délai destinés à dix unités AP1000.
• Hyundai E&C a achevé l’ingénierie de base pour quatre unités AP1000 à Fermi America. Achever l’ingénierie de base n’est toutefois pas un contrat EPC principal. Les délais de licenciation nucléaire et le financement du maître d’ouvrage restent ouverts.
• Doosan Enerbility peut fournir aussi bien les AP1000 que les APR1400. Dans les hypothèses de scénario de JPMorgan, son périmètre AP1000 se concentre sur la cuve de réacteur et les générateurs de vapeur, tandis que son périmètre APR1400 couvre l’ensemble des cinq principaux composants primaires: soit une différence d’environ dix fois en valeur de commande supposée par unité.
• KEPCO E&C occupe le rôle d’architecte-concepteur principal et d’ingénieur du système nucléaire de production de vapeur (NSSS) sur les projets APR1400. Sur AP1000, aucun flux de revenus de conception principal comparable n’a été identifié, ce qui fait de KEPCO E&C la valeur présentant le plus grand risque à la baisse par rapport au choix du type de réacteur parmi les trois.
• Le tableau de commandes 2029 de JPMorgan est une hypothèse de scénario haut de fourchette combinant deux unités AP1000 et deux unités APR1400 aux États-Unis. Si un seul type de réacteur est retenu pour un projet donné, les 4,4 milliards de dollars supposés pour Doosan se divisent en 400 millions ou 4,0 milliards, et les 10,4 milliards de dollars pour Hyundai E&C en 8,0 milliards ou 2,4 milliards. L’âge moyen des centrales nucléaires américaines est d’environ 44 ans et la demande en électricité des centres de données croît, mais les résultats financiers effectifs supposent de franchir successivement les étapes d’investissement en fonds propres, d’octroi de prêts, de licenciation, de commandes de composants à long délai et de contrats EPC.

1. Aucun projet nucléaire Corée-États-Unis n’a encore été confirmé

Le point de départ du débat récent est une information selon laquelle la Corée du Sud et les États-Unis ne s’accordent pas sur le type de réacteur à inclure dans leur initiative d’investissement bilatérale. Le cœur de cette information était que les États-Unis préfèrent l’AP1000 tandis que la Corée du Sud souhaite l’APR1400 avec KHNP (Korea Hydro and Nuclear Power) à la tête du projet.

Cette affirmation n’a pas encore été confirmée comme un fait officiel. Le ministère coréen du Commerce, de l’Industrie et de l’Énergie (MOTIE) a publié un rectificatif le 26 août indiquant que les deux gouvernements sont en discussions pour identifier des projets, mais qu’aucun projet précis n’a été décidé. Des éléments spécifiques tels qu’un désaccord sur le type de réacteur, une participation au capital de Westinghouse et une structure de coentreprise ne doivent pas être traités comme des décisions actées.

Distinction entre ce qui est confirmé et ce qui reste incertain :

L’analyse de JPMorgan doit donc se lire non comme une estimation de commandes confirmées, mais comme un tableau conditionnel montrant l’évolution de la charge de travail de chaque entreprise selon le type de réacteur retenu.

2. L’actualité nucléaire américaine appartient à trois compartiments distincts

Trois projets distincts sont actuellement confondus par le marché. Les séparer réduit considérablement la confusion.

Le plan américain de dix unités est déjà orienté AP1000

Le 23 juin, le Département de l’Énergie a annoncé le programme American Nuclear Supply Chain Loans. Ce programme prévoit 17,5 milliards de dollars de prêts conditionnels pour soutenir l’achat de composants à long délai destinés à dix unités réparties sur cinq sites, à raison de deux unités par site.

Le type de réacteur retenu est l’AP1000. Chaque unité développe 1,1 GW. Pour chacun des cinq projets, Westinghouse et l’électricien ou le développeur doivent chacun apporter 500 millions de dollars en fonds propres avant d’accéder aux prêts. Westinghouse a signé des lettres d’intention avec sept partenaires potentiels sur des sites identifiés.

Les prêts conditionnels ne sont pas des financements engagés. Des conditions techniques, juridiques, environnementales et financières doivent être satisfaites avant le décaissement des fonds. Néanmoins, l’orientation du gouvernement américain: reconstruire la grande chaîne d’approvisionnement nucléaire autour de l’AP1000 en premier: est claire.

Les quatre unités de Fermi sont déjà en AP1000, mais aucun contrat EPC n’a été signé

Texas Project Matador est une grande initiative combinant un centre de données et une installation de production d’électricité. La partie nucléaire est déjà arrêtée à quatre unités AP1000. Ce projet ne doit pas être perçu comme une compétition entre AP1000 et APR1400.

Hyundai E&C a signé un contrat d’ingénierie de base avec Fermi America pour quatre unités en février. D’après le dépôt SEC du T2 de Fermi, Hyundai E&C a achevé l’ingénierie de base en juillet. Sur la base de ces travaux, Fermi peut estimer les coûts et le calendrier et négocier un ou plusieurs contrats EPC.

Un mot compte ici : peut négocier, et non a signé.

Les documents de la NRC montrent que la demande de licence combinée de Fermi n’est pas encore complète. La date cible de dépôt du troisième dossier est le 31 décembre 2026, et le calendrier complet d’instruction et la date de décision sur la licence ne sont pas encore fixés.

La situation financière du maître d’ouvrage mérite également attention. À la fin du T2, Fermi disposait de 62,5 millions de dollars de trésorerie et de 29,2 millions de dollars de trésorerie bloquée. En juillet, une émission d’obligations convertibles a levé environ 416,8 millions de dollars. Le dépôt du T2 indique toutefois qu’en l’absence de plans de financement complémentaires, Fermi ne dispose pas de ressources suffisantes pour faire face à ses obligations sur les douze prochains mois, soulevant un doute substantiel quant à sa capacité à poursuivre son activité. La direction a conclu que ses plans de financement peuvent dissiper ce doute, mais le dépôt précise clairement qu’un risque financier au niveau du projet subsiste, indépendamment de la demande nucléaire.

Les discussions d’investissement Corée-États-Unis n’ont ni projet ni type de réacteur décidés

Cette troisième catégorie est l’objet de l’analyse de scénario de JPMorgan. Il est vrai que la Corée et les États-Unis discutent de candidats d’investissement incluant des projets nucléaires, mais comme l’a officiellement indiqué le MOTIE, aucun projet précis n’a été décidé.

Les raisons pour lesquelles l’AP1000 semble avoir un avantage sont la politique gouvernementale américaine de dix unités, la chaîne d’approvisionnement domestique établie de Westinghouse, et le bilan opérationnel des unités Vogtle 3 et 4. L’APR1400 a également obtenu la certification de conception de la NRC en 2019. Il s’agit d’un type de réacteur légalement éligible, mais il n’existe aucun projet de référence de construction et d’exploitation de ce réacteur sur le sol américain.

En janvier 2025, Westinghouse, KEPCO et KHNP ont conclu un accord mettant fin à leur litige de propriété intellectuelle. Cet accord ouvre une voie de coopération sur de nouveaux projets nucléaires à l’étranger, mais ses termes sont confidentiels. L’accord seul ne suffit pas à calculer le périmètre et le coût des projets APR1400 aux États-Unis.

En résumé, l’AP1000 s’aligne sur la politique américaine actuelle et la chaîne d’approvisionnement en place, tandis que l’APR1400 est le choix qui permet aux entreprises coréennes de capter davantage de revenus de conception et de composants. Cette différence est ce qui sépare la direction des cours des trois valeurs.

3. Les frontières contractuelles comptent plus que le nom du réacteur

Une grande unité nucléaire implique le travail simultané de plusieurs entreprises. Les investisseurs doivent se concentrer sur qui détient quel contrat, et non sur la marque du réacteur.

Maître d'ouvrage et financement
  ↓
Détenteur du type de réacteur et ingénierie pilote
  ↓
Ingénierie NSSS et conception intégrée
  ↓
Composants primaires : cuve, générateurs de vapeur, pompes, etc.
  ↓
Génie civil, structure, installation et mise en service

Sur AP1000, Westinghouse détient la conception du réacteur et l’ingénierie pilote. La part des entreprises coréennes dépend du périmètre de construction, de fabrication et d’ingénierie secondaire qu’elles peuvent négocier en s’appuyant sur le financement coréen et l’accès à la chaîne d’approvisionnement comme leviers.

Sur APR1400, KHNP et le groupe KEPCO jouent un rôle plus large. KEPCO E&C assure la conception intégrée et l’ingénierie NSSS. Doosan Enerbility fournit les composants primaires sur un large périmètre. Le contractant de construction sera très probablement désigné par appel d’offres.

Le choix du type de réacteur est important, mais il ne détermine pas à lui seul la valeur des commandes. Même en AP1000, la part de Doosan peut croître si la proportion de composants fabriqués en Corée augmente. Même en APR1400, la part de Hyundai E&C diminue si elle perd l’appel d’offres de construction.

4. Doosan Enerbility n’a pas besoin de parier sur le type de réacteur

Doosan Enerbility est la seule des trois valeurs à détenir à la fois les qualifications et le bilan pour fournir des composants primaires essentiels pour les deux types de réacteurs.

L’entreprise fabrique les principaux composants primaires des grandes centrales nucléaires, notamment les cuves de réacteur (RPV), les internes de réacteur, les générateurs de vapeur, les pompes à eau primaires (RCP) et les pressuriseurs. Elle a fourni des RPV et des générateurs de vapeur AP1000 pour des projets aux États-Unis et en Chine. Pour l’APR1400, elle a assuré la chaîne d’approvisionnement en composants primaires pour Barakah aux Émirats arabes unis et pour les centrales coréennes domestiques.

Les hypothèses de scénario de JPMorgan pour Doosan par type de réacteur sont les suivantes :

La différence d’un facteur dix en valeur unitaire ne tient pas au fait que l’AP1000 serait un mauvais projet. Elle tient au nombre de composants relevant du périmètre de Doosan. Ces chiffres sont des hypothèses de scénario JPMorgan, non des devis confirmés pour ce projet.

Le plus grand potentiel haussier de Doosan ne consiste pas à transformer l’AP1000 en APR1400. Il consiste à élargir le périmètre de fabrication que détient la Corée dans le cadre AP1000. Si les goulets d’étranglement sur les composants à long délai sont sévères et que le financement coréen fait partie de l’accord, Westinghouse pourrait allouer davantage d’éléments à Doosan.

En sens inverse, les qualifications seules ne garantissent pas les commandes. La sélection des fournisseurs, les prix et les taux de contenu domestique dans l’achat groupé de dix unités du gouvernement américain doivent être confirmés par contrat. Doosan est neutre sur le type de réacteur, mais elle ne l’est pas sur le périmètre des commandes.

5. Hyundai E&C est la plus avancée sur AP1000

Le cas américain de Hyundai E&C est actuellement plus concret du côté AP1000. Elle a effectivement achevé l’ingénierie de base pour les quatre unités de Fermi, et ces travaux peuvent déboucher sur des négociations EPC.

L’hypothèse de scénario de JPMorgan est une valeur de contrat de construction d’environ 4 milliards de dollars par unité pour Hyundai E&C sur AP1000: 8 milliards de dollars pour deux unités. La structure prévoit que Westinghouse détient le type de réacteur et la conception nucléaire tandis que Hyundai E&C devient le partenaire de construction principal. Ce sont des hypothèses de scénario JPMorgan, non des valeurs contractuelles confirmées.

Sur APR1400, la question n’est pas que le périmètre de construction soit moindre: c’est que l’appel d’offres s’applique. Même si la Corée pilote le projet et le type de réacteur, le contrat de construction ne revient pas automatiquement à Hyundai E&C. Le fait que le partenaire de construction du projet tchèque Dukovany soit Daewoo Engineering and Construction ancre également une hypothèse conservatrice.

La valeur de commande supposée par JPMorgan pour Hyundai E&C sur deux unités APR1400 s’établit à environ 2,4 milliards de dollars au total: un chiffre qui semble appliquer une probabilité d’environ 50 % de remporter l’appel d’offres. La valeur attendue implicite diverge donc fortement : 8,0 milliards de dollars pour AP1000 contre 2,4 milliards pour APR1400. Ces chiffres restent des hypothèses de scénario JPMorgan.

Trois étapes doivent être distinguées pour évaluer Hyundai E&C :

1. L’achèvement de l’ingénierie de base atteste que la préparation technique et de projet a avancé.
2. Une désignation comme soumissionnaire préféré ou un contrat EPC principal atteste que du carnet de commandes a été créé.
3. La licenciation nucléaire et la clôture financière augmentent la probabilité que la construction démarre effectivement.

Ce qui peut être confirmé aujourd’hui est la première étape. Si le financement et la licenciation de Fermi sont retardés, l’expérience d’ingénierie de base demeure, mais la reconnaissance par le marché d’une attribution majeure de contrat est différée. Hyundai E&C offre l’exposition AP1000 la plus nette des trois, mais elle est aussi la plus directement exposée au risque de calendrier.

6. KEPCO E&C achète la probabilité du choix de l’APR1400

KEPCO E&C joue un rôle central dans la conception intégrée et l’ingénierie NSSS pour l’APR1400. Elle a participé à la conception des quatre unités de Barakah aux Émirats arabes unis et au soutien opérationnel qui a suivi, et a piloté le processus de certification de conception APR1400 par la NRC. L’historique des projets nucléaires à l’étranger de l’entreprise montre clairement vers qui vont les revenus de conception lorsque l’APR1400 est retenu.

L’hypothèse de scénario de JPMorgan est d’environ 500 millions de dollars de contrats par unité pour KEPCO E&C sur APR1400: 1 milliard de dollars pour deux unités. L’hypothèse applique un prix de conception par unité supérieur à ce qui est observé pour le projet domestique Shin Hanul. Ce sont des hypothèses de scénario JPMorgan, non des valeurs contractuelles confirmées.

Sur AP1000, la situation est différente. Parce que Westinghouse détient le type de réacteur et la conception pilote, aucun chemin comparable n’a été identifié par lequel KEPCO E&C prendrait en charge une conception pilote d’envergure similaire. La conception de localisation, le soutien à la licenciation et l’interfaçage des composants coréens sont des rôles possibles, mais les seules communications publiques ne permettent pas d’étayer un chiffre de revenus par unité proche de 500 millions de dollars.

Dire qu’« AP1000 ne laisse aucune alternative » est donc légèrement excessif. La formulation plus précise est que les revenus de conception pilote pour KEPCO E&C sur AP1000 ne sont pas encore visibles. Des rôles de soutien peuvent émerger, mais la question de savoir s’ils compenseraient la perte d’une sélection APR1400 n’a pas été confirmée.

Le potentiel haussier implicite important du cours cible de KEPCO E&C ne peut s’expliquer par la seule valeur bon marché. La valeur intègre la probabilité que l’APR1400 entre dans des projets américains et que la tarification des contrats de conception à l’étranger s’applique. C’est pourquoi elle est la plus sensible des trois à l’actualité sur le type de réacteur.

7. Le chiffre de commandes 2029 doit se lire comme une bifurcation, non comme une somme

Le tableau d’estimations 2029 de JPMorgan semble combiner deux unités AP1000 et deux unités APR1400 aux États-Unis. Cela est utile pour une analyse de sensibilité, mais traiter ce tableau comme la prévision de base d’un seul projet Corée-États-Unis peut gonfler l’hypothèse de commandes.

Premièrement, Doosan génère des revenus pour les deux types de réacteurs, mais les volumes diffèrent substantiellement. Qualifier Doosan de neutre sur le type de réacteur ne revient pas à la qualifier de neutre sur les résultats.

Deuxièmement, l’AP1000 est bien plus favorable pour Hyundai E&C, et l’ingénierie de base Fermi fournit un lien réel et vérifiable.

Troisièmement, sans APR1400, la grande hypothèse de contrat de conception pour KEPCO E&C disparaît. Elle présente à la fois le potentiel haussier le plus élevé et le risque baissier le plus important des trois.

Il est logiquement possible que les deux types de réacteurs soient construits simultanément sur des sites américains différents. Le plan américain de dix unités AP1000 pourrait coexister avec un projet APR1400 distinct piloté par la Corée. Inclure les deux scénarios dans la référence alors qu’aucun projet précis d’investissement Corée-États-Unis n’a été décidé est toutefois une hypothèse agressive.

8. Le nucléaire à l’étranger implique des prix unitaires plus élevés et des risques plus importants

Les hypothèses de scénario de JPMorgan appliquent une tarification de projet à l’étranger pour les chiffres unitaires APR1400 : 500 millions de dollars pour KEPCO E&C et 2 milliards de dollars pour Doosan Enerbility. L’interprétation est que ces valeurs représentent environ le double de celles observées pour le projet domestique Shin Hanul.

Des prix unitaires à l’étranger plus élevés ne signifient pas simplement obtenir un meilleur prix. La licenciation locale, les modifications de conception, la logistique, les garanties à long terme, les risques de change, de financement et de retard de calendrier sont tous intégrés dans le contrat. Des revenus plus élevés peuvent signifier des bénéfices plus élevés, mais la rentabilité dépend de la façon dont le risque est réparti entre le maître d’ouvrage et le contractant.

La même logique s’applique aux 4 milliards de dollars par unité supposés par JPMorgan pour les travaux de construction de Hyundai E&C. Les coûts de main-d’œuvre et de réglementation aux États-Unis sont élevés. Les retards de calendrier et dépassements de coûts observés sur les unités Vogtle 3 et 4 rappellent que des valeurs EPC élevées pour le nucléaire américain ne se traduisent pas automatiquement par des marges élevées.

Les investisseurs doivent examiner la structure contractuelle après la valeur contractuelle.

• Le contrat est-il à prix fixe ou à remboursement des coûts ?
• Qui supporte le risque de retard de calendrier et de modifications de conception ?
• Existe-t-il des clauses d’indexation pour le change et les prix des matières premières ?
• Le maître d’ouvrage a-t-il apporté sa contribution en fonds propres en amont ?
• Le prêt gouvernemental a-t-il été engagé ?

À mesure que l’exposition au nucléaire étranger croît, le levier sur les revenus et les résultats augmente. Le risque sur les garanties et le besoin en fonds de roulement augmentent au même rythme.

9. La demande est claire ; les commandes 2029 restent lointaines

La direction dans laquelle les États-Unis ont de nouveau besoin de grandes centrales nucléaires est forte.

Selon l’EIA, au mars 2026, l’âge moyen des réacteurs nucléaires commerciaux aux États-Unis est d’environ 44 ans. Les réacteurs en exploitation sont au nombre de 96 unités sur 57 sites, pour une capacité combinée d’environ 98,4 GW. Les extensions de durée de vie des installations vieillissantes seules ne peuvent pas pleinement répondre à la demande croissante d’électricité.

Les prix de l’électricité ont également augmenté. Le tarif résidentiel américain d’électricité était en moyenne de 13,66 cents/kWh en 2021. La moyenne de janvier à juin 2026 est de 18,16 cents, soit environ 33 % de plus. Avril a atteint 18,83 cents. « 19 cents » est donc acceptable comme chiffre arrondi pour le mois record, mais « 37 % sur cinq ans » n’est pas une comparaison de moyennes annuelles pour la même période.

Les centres de données poussent encore davantage la demande. L’EIA prévoit une croissance de la demande électrique américaine de 1,9 % en 2026 et de 2,5 % en 2027, citant les centres de données comme principal facteur de croissance. Les régions du Texas et du PJM font face aux plus grandes contraintes.

Une demande forte n’est cependant pas la même chose qu’un calendrier de commandes certain. L’objectif propre du DOE n’est pas « dix unités achevées d’ici 2030 » mais « dix unités en construction avec une conception finalisée ».

Pour que les commandes effectives se traduisent en résultats effectifs, il faut franchir les étapes suivantes dans l’ordre :

Le choix de JPMorgan de commencer à reconnaître les commandes nucléaires américaines à partir de 2029 peut se lire non comme un excès de prudence mais comme le reflet du temps qu’exigent la licenciation et le financement. Même si le calendrier du gouvernement est plus rapide, les résultats des entreprises se meuvent au rythme de la signature des contrats et des calendriers de démarrage des travaux.

10. Le SMR est le même secteur, mais un marché différent

Les réacteurs modulaires de petite taille (SMR) sont en concurrence avec le nucléaire de grande puissance dans certains contextes et le complètent dans d’autres. L’AIEA définit les SMR comme ayant généralement 300 MW ou moins par unité. L’AP1000 développe 1,1 GW ; l’APR1400, 1,4 GW.

La combinaison de plusieurs unités SMR de 300 MW peut égaler la production d’une grande centrale nucléaire. Affirmer que les SMR ne peuvent jamais supplanter le grand nucléaire est donc trop fort. La puissance par unité, le mode de construction, le processus de licenciation, la base clientèle et la composition des composants diffèrent toutefois substantiellement.

Le grand nucléaire est mieux adapté à la fourniture d’électricité sur de grands réseaux et au remplacement des centrales vieillissantes. Les SMR peuvent mieux convenir aux réseaux plus petits, aux campus industriels, à l’alimentation dédiée des centres de données et aux ajouts progressifs de capacité. La production à l’échelle commerciale et les coûts standardisés des SMR n’ont pas encore été suffisamment validés.

Les investissements dans des actions de développeurs de SMR ou des composants SMR spécialisés et les investissements dans des contrats EPC de grand nucléaire ne doivent donc pas être mis dans le même panier. Des entreprises comme Doosan couvrent les deux marchés, mais le calendrier des commandes et les prix unitaires doivent être calculés séparément.

11. Les entrepreneurs EPC et les exploitants de centrales ne bougent pas dans la même direction

La logique de JPMorgan pour noter Hyundai E&C, Doosan Enerbility et KEPCO E&C en surpondération tout en notant KEPCO en sous-pondération repose également sur des différences de rôles.

Les entreprises d’EPC et de composants voient leurs valeurs contractuelles et leurs carnets de commandes croître lorsque des projets à l’étranger se concrétisent. La construction nucléaire elle-même est l’opportunité de revenus. Les exploitants, au contraire, apportent d’abord le capital, exploitent la centrale nucléaire, puis récupèrent l’investissement par la vente d’électricité.

Lorsque KEPCO participe au nucléaire à l’étranger, les charges suivantes doivent également être examinées :

• Le montant des fonds propres et des garanties qu’il doit apporter en amont
• Si le prix de vente de l’électricité couvre les coûts de construction et de financement
• Si des obligations supplémentaires en fonds propres surviennent en cas de hausse des coûts de construction
• Comment les tarifs domestiques de l’électricité et les décisions de politique intérieure contraignent sa structure financière

Le même positif nucléaire peut être une attribution de contrat pour un constructeur et une dépense d’investissement pour un exploitant. Un jour où le secteur nucléaire se redresse dans l’ensemble, les comptes de résultat individuels des entreprises peuvent évoluer dans des directions opposées.

12. Quatre combinaisons de type de réacteur et de périmètre de travaux coréen

Les investisseurs devraient examiner le type de réacteur et le périmètre de travaux coréen ensemble plutôt que d’essayer seuls de pronostiquer le gagnant entre AP1000 et APR1400.

Classement des preuves actuelles par solidité :

1. Doosan Enerbility est la valeur qui participe à l’expansion du grand nucléaire en évitant de parier sur le type de réacteur.
2. Hyundai E&C possède le lien AP1000 le plus concret grâce à l’ingénierie de base Fermi achevée.
3. KEPCO E&C présente la plus grande hausse de valeur des commandes si l’APR1400 est sélectionné, mais aussi le plus grand écart si ce n’est pas le cas.

Doosan est le plus confortable mais l’ampleur du bénéfice diffère substantiellement entre APR1400 et AP1000. Hyundai E&C possède un lien réel avec un projet effectif mais n’a pas encore de contrat principal. KEPCO E&C accepte le risque le plus élevé de sélection du type de réacteur, mais en contrepartie bénéficie des revenus de conception les plus nets si l’APR1400 est retenu.

13. Cinq lignes à confirmer dans le contrat, pas dans les titres

Lorsque des actualités connexes paraîtront à l’avenir, lisez-les dans cet ordre.

1. Identifiez le projet concerné. Déterminez d’abord s’il s’agit de Fermi, du programme DOE de dix unités ou d’un projet d’investissement Corée-États-Unis distinct.
2. Vérifiez si le type de réacteur figure dans des documents officiels. Les rapports sur le type de réacteur sans déclaration gouvernementale, dossier NRC ou communication du maître d’ouvrage doivent être traités comme des scénarios.
3. Vérifiez le périmètre de travaux des entreprises coréennes. Les lignes contractuelles telles qu’EPC, RPV, générateur de vapeur et conception intégrée comptent plus que « coopération ».
4. Vérifiez si de l’argent est entré. L’investissement en fonds propres du maître d’ouvrage et l’engagement du prêt gouvernemental précèdent les commandes de composants à long délai.
5. Vérifiez la répartition des risques. Prix fixe versus remboursement des coûts et responsabilité des retards de calendrier déterminent la rentabilité plus qu’une valeur contractuelle étrangère élevée.

Le potentiel haussier de Doosan sur AP1000 en particulier ne repose pas sur les deux mots « AP1000 sélectionné ». Il repose sur l’élargissement ou non de son périmètre de fourniture de deux composants primaires à davantage. Hyundai E&C nécessite la confirmation que l’ingénierie de base se transforme en contrat EPC principal. KEPCO E&C nécessite la confirmation que le rôle de conception pilote APR1400 est officiellement désigné.

Conclusion : Achetez la structure contractuelle, pas l’étiquette nucléaire

La demande américaine en grand nucléaire va au-delà des mots seuls. La chaîne d’approvisionnement AP1000 pour dix unités est soutenue par 17,5 milliards de dollars de prêts conditionnels. Fermi avance dans le processus de licenciation pour quatre unités AP1000. Hyundai E&C a achevé l’ingénierie de base pour ce projet. Le vieillissement des centrales et la demande en électricité des centres de données soutiennent également la toile de fond à long terme.

Cela ne signifie pas que toutes les valeurs nucléaires coréennes voient leurs résultats s’améliorer simultanément. Sur AP1000, Westinghouse prend la tête et la Corée négocie le périmètre de construction et de composants. Sur APR1400, KEPCO E&C et Doosan Enerbility captent une part plus large, et Hyundai E&C passe par un appel d’offres pour la construction.

Doosan Enerbility est le meilleur choix pour participer sans prédire le type de réacteur. Hyundai E&C est le proxy le plus proche de l’avancement effectif sur les projets AP1000 américains actuels. Si vous avez la forte conviction que l’APR1400 entrera dans des projets américains, KEPCO E&C présente la plus grande sensibilité du cours de l’action.

La mise en garde la plus importante actuellement est de ne pas additionner les valeurs de commandes AP1000 et APR1400 de JPMorgan pour un projet Corée-États-Unis non décidé et de ne regarder que le total. La demande nucléaire américaine est forte, mais l’attribution des contrats et le calendrier restent à une bifurcation. La frontière contractuelle, et non la marque nucléaire, détermine le profit.

Sources et actualité des données

• Initiative d’investissement Corée-États-Unis non décidée : MOTIE, 26 août 2026
• Prêts conditionnels pour la chaîne d’approvisionnement AP1000 de dix unités aux États-Unis : Département de l’Énergie américain, 23 juin 2026
• Licenciation des quatre unités AP1000 de Fermi : Commission de réglementation nucléaire américaine
• Ingénierie de base Fermi de Hyundai E&C et avancement du projet : Hyundai E&C, Dépôt SEC T2 2026 de Fermi America
• Certification de conception AP1000 et APR1400 aux États-Unis : Commission de réglementation nucléaire américaine
• Règlement du litige entre Westinghouse, KEPCO et KHNP : Westinghouse, 16 janvier 2025
• Composants primaires grands réacteurs de Doosan Enerbility : Doosan Enerbility
• Historique de conception APR1400 de KEPCO E&C : KEPCO E&C
• Âge des centrales nucléaires américaines et demande en électricité : EIA, état du nucléaire, réacteurs en exploitation et capacité, prévision de demande électrique 2026-2027
• Tarifs résidentiels d’électricité aux États-Unis : EIA Electric Power Monthly, données de juin 2026
• Définition de la puissance SMR : Agence internationale de l’énergie atomique

Les prix unitaires par entreprise et les valeurs de commandes 2029 attribués à JPMorgan sont reconstitués à partir de l’analyse de scénario jointe. Il ne s’agit pas de commandes confirmées ni de guidances d’entreprises. Les données de marché et de politique sont arrêtées au 30 août 2026. Le site, le type de réacteur, le chef de projet, la structure du capital et la structure du financement de l’initiative d’investissement Corée-États-Unis n’ont pas été officiellement confirmés.

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