Remplacer Metsamor : l’Arménie peut-elle se passer de Rosatom ?

Le 1er octobre 2026, le Premier ministre arménien Nikol Pashinyan a déclaré qu’une centrale composée de petits réacteurs modulaires (SMR) ne suffirait probablement pas aux besoins électriques du pays, et qu’une unité de 1 000 mégawatts électriques (MWe), c’est-à-dire un seul réacteur de grande puissance, ne pouvait pas être exclue. Deux jours plus tôt, Rosatom lui avait remis une offre portant sur un VVER-1000, réacteur à eau pressurisée de conception russe. Erevan présente ce changement d’échelle comme un ajustement aux besoins du pays. Une unité de cette taille pose pourtant un problème de dimension, puisque la production moyenne du pays n’atteint qu’environ 1 140 mégawatts (MW). Elle ne départage pas non plus les fournisseurs, plusieurs constructeurs proposant des réacteurs de cette puissance. Quant à l’avance de Rosatom, elle tient moins à la puissance de son offre qu’à la place que la Russie occupe déjà dans le système électrique arménien, par Metsamor comme par le gaz.

Metsamor et le gaz russe, une double dépendance déjà installée

L’unique centrale nucléaire arménienne, Metsamor, repose sur un réacteur soviétique VVER-440 remis en service en 1995 avec l’aide de la Russie, après un arrêt consécutif au séisme de 1988. Elle assure aujourd’hui environ 30 % de la production d’électricité du pays. Son exploitation a d’abord été prolongée jusqu’en 2026, grâce à un prêt interétatique russe, puis jusqu’en 2036, dans le cadre d’un programme de 65 millions de dollars confié à Rusatom Service, filiale de Rosatom. La Russie fournit également son combustible et ses services techniques.

Cette dépendance au combustible n’est pas propre à l’Arménie, et d’autres pays ont entrepris d’en sortir. Depuis 2022, plusieurs exploitants de réacteurs VVER-440, le modèle de Metsamor, se sont tournés vers l’américain Westinghouse : en Finlande, en République tchèque, en Slovaquie et en Ukraine. L’Arménie, elle, reste liée à TVEL, filiale de Rosatom, par un contrat qui couvre toute la durée d’exploitation de Metsamor, prolongation comprise. Une diversification serait donc techniquement envisageable, mais elle se heurte au contrat en cours et supposerait un choix politique que l’Arménie n’a pas fait.

Les travaux de prolongation ont mis Metsamor à l’arrêt pendant environ cinq mois à partir du 1er avril 2026. Au premier semestre, la part du nucléaire dans la production est tombée à 18,2 %, tandis que celle des centrales thermiques a atteint 39,3 % (ARKA). Ces centrales fonctionnent au gaz importé, dont la Russie a fourni environ 82 % en 2025, le reste provenant d’Iran dans le cadre d’un échange de gaz contre de l’électricité. Pendant l’arrêt de Metsamor, la production manquante a donc été compensée pour l’essentiel par du gaz russe.

Le gaz russe est vendu à l’Arménie à un prix sans équivalent : 165 dollars les 1 000 m³ à la frontière, prix inchangé depuis 2019 et qui, selon les accords en vigueur, ne devrait pas évoluer avant fin 2031. À titre de comparaison, le gaz négocié sur le marché européen dépassait 1 000 dollars les 1 000 m³ en octobre 2026 (APA). C’est sur ce prix que Moscou fait pression. Le 27 mai, la porte-parole du ministère russe des Affaires étrangères, Maria Zakharova, a menacé de dénoncer l’accord de 2013 qui exonère de droits de douane les livraisons de gaz à l’Arménie si Erevan poursuivait son rapprochement avec l’Union européenne. Le 14 septembre, trois jours après que Nikol Pashinyan a annoncé chercher d’autres fournisseurs, Gazprom Armenia a suspendu les livraisons russes du 15 au 25 septembre en invoquant des travaux programmés, une coïncidence relevée par Eurasianet. Une interruption de même nature avait déjà eu lieu un an plus tôt. Le choix du futur réacteur ne part donc pas d’une situation d’indépendance : il s’inscrit dans une double dépendance, nucléaire et gazière, envers la Russie.

Des SMR à une unité de 1 000 MWe, des justifications changeantes

La cible de 1 000 MWe est ancienne. Un accord intergouvernemental d’août 2010 prévoyait déjà que la Russie construise au moins un VVER-1000, en fournisse le combustible et le démantèle, sur le modèle de la relation établie autour de Metsamor. Rien n’a été construit, et en août 2024, le vice-ministre Hakob Vardanyan jugeait une unité de 1 200 MWe « problématique, et parfois même impossible » pour le réseau. L’objection était alors technique.

Les SMR, des modules de 300 MWe au plus, se sont ensuite imposés. Le 9 février 2026, Erevan et Washington ont achevé la négociation d’un accord de coopération nucléaire civile, cadre juridique indispensable à toute exportation de technologie nucléaire américaine. Le vice-président américain JD Vance l’a présenté comme la voie d’accès de l’Arménie aux SMR américains. Le 14 mai, Nikol Pashinyan jugeait inutile une centrale de 600 à 1 000 MWe au regard du développement du solaire, et le 11 juin, le ministre des Infrastructures David Khudatyan estimait que rien ne pressait, Metsamor pouvant encore fonctionner une dizaine d’années.

Le retour à une unité de 1 000 MWe s’est fait en quelques semaines. Le 13 août, Nikol Pashinyan annonçait que la construction de centres de calcul pour l’intelligence artificielle obligeait le gouvernement à revoir sa stratégie énergétique. Le 1er octobre, il jugeait qu’une centrale modulaire ne suffirait probablement pas, au motif que l’Arménie, excédentaire seize mois plus tôt, était devenue déficitaire. Le 6 octobre, il indiquait qu’Amazon serait prêt à investir en Arménie s’il disposait d’une puissance stable de 1 000 MW, jour et nuit, ce que le solaire ne peut fournir.

Le cadre de décision, lui, est resté le même. Le communiqué du 29 septembre fixait des critères exclusivement économiques, soit le prix, la qualité, la sécurité, les délais et les garanties. En s’y tenant, Erevan peut abandonner les SMR, associés à Washington, au profit d’une grande unité, format sur lequel porte l’offre remise par Rosatom, sans que ce choix apparaisse comme un rapprochement avec Moscou.

Un déficit chiffré par Rosatom, une électricité proposée par Bakou

Alexeï Likhatchev, directeur général de Rosatom, évalue à environ 1 000 MWe le déficit de capacité en 2036, dans une hypothèse de croissance de la consommation de 4 % par an, soit précisément la puissance du réacteur qu’il propose. Il reconnaît que l’éolien et le solaire pourraient suffire en capacité installée, mais pas pour fournir une électricité continue et abordable.

Bakou s’est aussi positionné. Le 11 août, Ilham Aliyev a proposé que l’Azerbaïdjan fournisse de l’électricité à l’Arménie, au motif que Metsamor, qu’il décrit comme placée « sous contrôle étranger », ne pourrait pas être prolongée indéfiniment. Il a affirmé que la ligne reliant l’Azerbaïdjan au Nakhitchevan à travers l’Arménie pourrait être construite en six mois au plus. Cette importation d’électricité pourrait également accompagner une nouvelle centrale et permettre à Erevan de diversifier ses approvisionnements, mais auprès d’un voisin avec lequel l’accord de paix n’est toujours pas finalisé.

Un réseau trop petit pour une unité de 1 000 MWe

Dans un réseau électrique, la production doit égaler la consommation à chaque instant. Lorsqu’une centrale s’arrête brusquement, les autres centrales et les lignes vers les pays voisins doivent compenser immédiatement la puissance perdue. À défaut, l’opérateur doit couper une partie de la consommation, comme l’a montré le blackout centrasiatique du 14 août 2026.

Or le réseau arménien est petit. En 2025, l’Arménie a produit environ 10 milliards de kilowattheures, dont 29,1 % provenaient de Metsamor (ARKA), soit une puissance moyenne d’environ 1 140 MW pour l’ensemble du pays et d’environ 330 MW pour la centrale. Une unité de 1 000 MWe représenterait donc près de 90 % de la production moyenne actuelle, et encore plus de la moitié dans dix ans avec une croissance de 4 % par an, l’hypothèse retenue par Rosatom. Son arrêt brutal priverait le réseau de l’essentiel de son alimentation. Ses arrêts programmés, comme les soixante jours de maintenance de Metsamor en 2025, obligeraient en outre à garder en réserve une capacité de production équivalente, aujourd’hui thermique et alimentée au gaz.

Les interconnexions actuelles ne permettent pas non plus de compenser ces arrêts, et aucune liaison n’existe avec la Turquie ni avec l’Azerbaïdjan. Avec la Géorgie, la capacité d’échange atteint 200 MW et passera à 350 MW avec la nouvelle ligne, puis à 1 050 MW si la demande régionale le justifie. Avec l’Iran, cette capacité passera de 330 MW à plus de 1 000 MW, mais le chantier de la nouvelle ligne accumule, selon PanArmenian, les retards. Même achevées, ces lignes relieraient l’Arménie à deux pays eux-mêmes en déficit. La Géorgie est importatrice nette d’électricité, notamment depuis la Russie, tandis que l’Iran, en déficit chronique d’électricité, a suspendu en août 2025 ses exportations vers l’Irak pour satisfaire sa demande intérieure. L’Arménie pourrait ainsi exporter vers ses voisins, mais difficilement compter sur eux pour compenser l’arrêt d’une grande unité. Cette contrainte vaut quel que soit le constructeur retenu, et un déficit de capacité n’appelle pas nécessairement une seule grande unité : plusieurs unités plus petites limiteraient la puissance perdue en cas d’arrêt.

Plusieurs constructeurs en lice, un avantage russe fondé sur le financement

Le passage à une unité de 1 000 MWe n’écarte pas les autres fournisseurs : le sud-coréen KHNP proposait dès 2023 des unités de cette taille, et Westinghouse a mis en service deux réacteurs AP1000 aux États-Unis et doit en fournir à la Pologne et à la Bulgarie. Ce passage s’éloigne seulement de la perspective présentée le 9 février, que JD Vance avait associée aux SMR. La France et la Chine ont aussi fait des propositions, dont la puissance n’est pas connue.

Rosatom couvre les deux formats : le 29 septembre, Alexeï Likhatchev a présenté des propositions pour une grande centrale comme pour des unités de petite et moyenne puissance. Son offre porte sur un VVER-1000, un modèle que l’entreprise construit aussi en Inde et en Iran. Ce format est plus proche de la taille du réseau arménien que le VVER-1200, qu’elle construit notamment en Turquie, en Égypte et en Hongrie.

Ni le coût ni le financement de l’offre n’ont été rendus publics, ce qui est courant à ce stade d’une négociation. Le projet kazakh donne un ordre de grandeur : environ 16,4 milliards de dollars pour deux VVER-1200, soit 2 400 MWe, financés pour l’essentiel par un prêt d’État russe. Un tel prêt fait de l’État russe à la fois le fournisseur et le créancier. L’avantage russe tient d’ailleurs moins au coût qu’à ce financement : la centrale émiratie de Barakah, construite par KHNP, a coûté environ 24,4 milliards de dollars pour 5 600 MWe, mais elle a été financée aux deux tiers par un prêt du gouvernement d’Abou Dhabi, c’est-à-dire par l’acheteur lui-même et non par le constructeur.

Une transition adossée à Rosatom, un choix russe aux risques financiers et politiques

Le calendrier laisse peu de marge. Nikol Pashinyan estime à sept ou huit ans le délai avant le raccordement d’une nouvelle unité et prévoit de décider d’ici fin 2027. La nouvelle unité ne serait donc pas raccordée avant 2034 ou 2035, soit à peine un an avant la fermeture prévue de Metsamor. Un retard obligerait à prolonger la centrale, jusqu’en 2046 selon l’option étudiée avec Rosatom, au prix de plusieurs centaines de millions de dollars d’investissements et d’un coût de production qui pourrait doubler selon Alexeï Likhatchev. Quel que soit le constructeur retenu, l’Arménie dépendra ainsi de Rosatom jusqu’à la mise en service de sa nouvelle unité, pour prolonger Metsamor et l’approvisionner en combustible. Si elle choisit un réacteur russe, cette dépendance se poursuivra ensuite pendant toute la durée de vie de la nouvelle unité.

Ce choix se heurterait toutefois à deux obstacles, l’un financier, l’autre politique. Un financement russe exposerait un projet arménien aux sanctions qui visent le système bancaire russe. En Turquie, le département américain de la Justice a bloqué en février 2025 plus de 2 milliards de dollars transférés pour la centrale d’Akkuyu, construite par l’entreprise russe, ce qui a, selon Nuclear Engineering International, ralenti le chantier. Un contrat avec Rosatom irait, en outre, à rebours de l’orientation européenne d’Erevan. Le Parlement arménien a adopté en mars 2025 une loi qui annonce le début du processus d’adhésion à l’Union européenne, et c’est ce rapprochement que Moscou conteste en menaçant l’accord gazier.

Ainsi, le revirement du 1er octobre se présenterait moins comme un arbitrage entre fournisseurs que comme le prolongement d’une dépendance existante envers la Russie, en raison d’une transition qui reposerait sur Rosatom jusqu’à la mise en service d’une nouvelle unité sur le plan industriel, d’une production déjà tributaire du gaz russe sur le plan énergétique, et d’un réseau trop petit pour se passer des centrales au gaz lors des arrêts d’une unité de 1 000 MWe sur le plan technique. Le cadre économique affiché laisserait à Erevan la possibilité de retenir un autre constructeur, mais la place de la Russie dans le système électrique arménien donne à Rosatom une avance que la seule puissance de son offre n’explique pas, et que la trajectoire européenne d’Erevan comme le risque de sanctions pourraient limiter.