Paris et Bruxelles en désaccord sur les réacteurs EPR2 : la question de la rémunération reste en suspens
15 juillet 2026
La presse économique a rapporté début juillet un conflit entre Paris et Bruxelles concernant les futurs réacteurs EPR2 d’EDF. L’enjeu principal : les modalités de vente de leur électricité. La France souhaite permettre à EDF de conclure des contrats de long terme de gré à gré avec des industriels et des fournisseurs concurrents, tandis que la Direction générale de la concurrence de l’UE privilégie un passage par la Bourse de l’électricité pour garantir l’égalité entre tous les acheteurs. Ce désaccord, bien que significatif, masque une question plus complexe, révélée par la publication du dossier français par la Commission européenne au printemps : celle de la formule de rémunération des réacteurs eux-mêmes.
Historiquement, le clivage entre marché de gros obligatoire et contrats bilatéraux avait été au cœur de l’échec du projet Hercule de réorganisation d’EDF entre 2019 et 2021. La doctrine de la concurrence bruxelloise reste inchangée : un producteur dominant ne doit pas pouvoir réserver sa production à sa propre branche commerciale. En 2023, les autorités françaises plaidaient pour ouvrir les contrats nucléaires aux fournisseurs alternatifs. En 2026, l’État met en avant ces contrats pour donner de la visibilité au producteur et à ses grands clients, consolidant ainsi le modèle intégré d’EDF.
L’architecture de la situation devient plus claire avec l’ouverture d’une enquête approfondie, publiée au Journal officiel de l’Union européenne le 7 mai. Cette enquête décrit un mécanisme notifié incluant un prêt public bonifié couvrant environ 60 % d’un investissement plafonné à 72,8 milliards d’euros. Il s’agit également d’une garantie d’État accordée sans recours sur EDF, et d’un partage des coûts supplémentaires qui impose à l’État de couvrir 90 % des surcoûts estimés entre 15 et 30 milliards d’euros. Le contrat pour différence de quarante ans garantit un prix dont seule une fourchette est publiée, entre 85 et 115 euros le mégawattheure.
Un prix garanti élevé pour le nucléaire neuf peut sembler justifié, mais le problème réside dans plusieurs caractéristiques du contrat. D’abord, celui-ci repose sur une production théorique de référence de 66,7 térawattheures par an, révisée tous les cinq ans. Ainsi, un réacteur à l’arrêt perçoit la même rémunération qu’un réacteur en marche, transférant le risque de volume à l’État. Ensuite, si les prix de marché sont inférieurs au prix garanti, l’État compense la différence, alors que les reversements d’EDF à l’État sont plafonnés à 10 % lorsque les prix dépassent le prix garanti.
Enfin, certains paramètres du contrat sont déterminés par EDF elle-même, ce qui pose des questions sur la transparence et l’objectivité des calculs. Des estimations de tiers chiffrent l’ensemble du soutien public entre 66 et 112 milliards d’euros, mais ces chiffres doivent être interprétés avec prudence.
Le débat sur les modalités de vente de l’électricité des EPR2, qu’elle soit via la Bourse ou des contrats bilatéraux, semble secondaire par rapport à la question de la formule de rémunération. La Commission se concentre sur l’interface de vente, tandis que la légalité de l’aide dépendra de la formule.
Une solution pourrait consister à tarifer explicitement chaque protection. En intégrant les coûts de la garantie d’État et les options asymétriques au prix garanti, le consommateur pourrait alors payer le coût réel du nucléaire neuf. La France défend des arguments solides pour son programme nucléaire, mais la transparence sur les coûts renforcerait la légitimité de ses choix.
Source : Telos
