EPR2: pendant que Paris et Bruxelles se disputent sur le marché, la vraie question est ailleurs edit

15 July 2026

La presse économique s’est fait l’écho, début juillet, d’un bras de fer entre Paris et Bruxelles sur les futurs réacteurs EPR2 d’EDF. L’enjeu affiché : les modalités de vente de leur électricité. La France veut autoriser EDF à conclure des contrats de long terme de gré à gré avec des industriels et des fournisseurs concurrents ; la Direction générale de la concurrence préfère que tous les volumes transitent par la Bourse de l’électricité, afin de placer tous les acheteurs sur un pied d’égalité. Ce désaccord est réel, et il n’est pas anodin. Mais il fait écran à une question plus lourde, que la publication du dossier français par la Commission européenne, au printemps, permet enfin de poser : celle de la formule de rémunération des réacteurs eux-mêmes. Car le contrat que la France a notifié à Bruxelles n’est pas un instrument de marché encadré ; c’est un dispositif qui déconnecte, par construction, le revenu du nouveau nucléaire de sa production comme des prix. Le débat sur le canal de vente porte sur la surface ; la dérogation concurrentielle loge dans la formule.

Commençons par la querelle visible, car elle a une histoire. Le clivage entre marché de gros obligatoire et contrats bilatéraux est très exactement celui qui avait fait échouer, entre 2019 et 2021, le projet Hercule de réorganisation d’EDF. La doctrine de la concurrence bruxelloise n’a pas varié : le producteur dominant ne doit pouvoir réserver sa production ni à sa propre branche commerciale ni à des contreparties choisies ; tout doit passer par un marché liquide et anonyme. Ce qui a changé, c’est la position française. En 2023, la Commission de régulation de l’énergie et l’Autorité de la concurrence plaidaient pour ouvrir les contrats de long terme nucléaires aux fournisseurs alternatifs — une manière de desserrer l’intégration verticale d’EDF. En 2026, c’est l’État qui brandit ces mêmes contrats, en s’appuyant sur la réforme européenne du marché de l’électricité de 2024, mais dans une intention inverse : donner de la visibilité au producteur sur ses volumes et à ses grands clients sur leurs prix, c’est-à-dire consolider le modèle intégré. Le même instrument, selon l’architecture où il s’insère, désintègre l’opérateur historique ou le protège. C’est une leçon de régulation qui vaut d’être retenue : les outils n’ont pas de signification en soi, seule l’architecture d’ensemble les qualifie.

Or l’architecture d’ensemble, précisément, est désormais lisible. La décision d’ouverture de l’enquête approfondie, publiée au Journal officiel de l’Union européenne le 7 mai, décrit le mécanisme notifié : un prêt public bonifié couvrant environ 60 % d’un investissement plafonné à 72,8 milliards d’euros de 2020, une garantie d’État accordée gratuitement et sans recours sur EDF, un partage des dépassements de coûts faisant porter à l’État 90 % des surcoûts entre 15 et 30 milliards, et un contrat pour différence de quarante ans garantissant un prix dont seule une fourchette est publiée — entre 85 et 115 euros le mégawattheure environ, le chiffre exact restant couvert par le secret des affaires. À titre de comparaison, la CRE évalue le coût complet du parc nucléaire existant à quelque 61 euros, et les derniers appels d’offres éoliens et solaires se concluent à des niveaux voisins des prix de marché.

Un prix garanti élevé pour une technologie de première série n’est pas, en soi, un scandale : c’est le coût réel du nucléaire neuf, et il est plus honnête de l’afficher que de le dissimuler, comme le fit longtemps le tarif de l’ARENH, dans un prix administré sous-évalué. Le problème est ailleurs, dans trois caractéristiques du contrat que le grand public ignore et que le dossier publié révèle. D’abord, le contrat n’est pas assis sur la production réelle des réacteurs mais sur une production théorique de référence — 66,7 térawattheures par an —, calculée à partir de taux de disponibilité révisés tous les cinq ans seulement. Entre deux révisions, un réacteur à l’arrêt perçoit la même rémunération qu’un réacteur en marche. Ce découplage a une vertu, qu’il faut reconnaître : puisque produire ne rapporte rien de plus, EDF garde intérêt à s’effacer aux heures de prix négatifs, ce que la réglementation européenne recherche. Mais il a une contrepartie qu’aucune autre filière ne connaît : le risque de volume — pannes, corrosion, prolongation d’arrêts — est transféré à l’État. Le producteur éolien qui produit moins gagne moins ; le producteur nucléaire qui produit moins gagnera pareil.

Ensuite, le contrat est asymétrique. Quand les prix de marché tombent sous le prix garanti, l’État compense intégralement la différence. Quand ils le dépassent, les reversements d’EDF à l’État sont plafonnés — à au plus 10 % de sa rémunération de référence, selon le dossier notifié. Rapporté à un épisode comme celui de 2022, où les prix ont dépassé 250 euros, un tel plafond aurait laissé au producteur des milliards de surprofits non rétrocédés. Dans les contrats équivalents signés avec les producteurs renouvelables, la restitution est totale. Plancher garanti, plafond troué : ce n’est plus un partage de risque, c’est une option offerte au producteur, dont la collectivité assure gratuitement la branche perdante.

Enfin, plusieurs paramètres déterminants du contrat sont calculés par EDF elle-même — la Commission relève notamment que le coût variable des réacteurs, dont dépendent les versements, est établi par l’opérateur, qui pourrait être incité à le minorer. Des observations de tiers déposées dans le cadre de la consultation chiffrent l’ensemble du soutien public — bonification du financement, sous-rémunération des fonds propres de l’État, garantie de prix — entre 66 et 112 milliards d’euros en valeur actualisée selon l’évolution des prix. Ces chiffres émanent d’une partie intéressée au débat et doivent être maniés avec prudence ; leur ordre de grandeur, lui, découle mécaniquement des fourchettes publiées par la Commission.

On voit alors ce que le débat sur les PPA a d’étrangement décalé. Que l’électricité des EPR2 s’écoule par la Bourse ou par des contrats de gré à gré est une question seconde dès lors que sa rémunération est, dans les deux cas, déterminée par un contrat public de quarante ans, assis sur des volumes théoriques, plafonné dans un seul sens et paramétré par l’opérateur. Le signal de prix ne gouvernera ni l’investissement, ni le volume, ni pour l’essentiel le revenu. La Commission se bat sur l’interface de vente ; la vraie question de proportionnalité — celle dont dépend la légalité de l’aide, et que l’annulation par la Cour de justice, en 2025, de l’approbation du projet hongrois Paks II rend tout sauf théorique — porte sur la formule.

Il existe une issue simple, et exigeante : tarifer explicitement chaque protection. Que la prime de la garantie d’État, le coût de l’assurance-volume et la valeur de l’option asymétrique soient chiffrés et incorporés au prix garanti, plutôt que dissous dans le hors-bilan public. Le consommateur paierait alors le vrai coût complet du nucléaire neuf — principe que l’auteur de ces lignes a toujours défendu pour le parc existant — au lieu d’un prix tronqué dont le contribuable porte silencieusement le complément. La France a de bons arguments pour son programme nucléaire : sécurité d’approvisionnement, décarbonation, filière industrielle. Elle en aurait de meilleurs encore si elle acceptait d’en montrer le prix.