EPR2 : la garantie publique redistribue les risques entre EDF et l’État

Le financement des nouveaux réacteurs déplace une partie du risque électrique vers le bilan public. Pour les six EPR2 prévus à Penly, Gravelines et Bugey, la France propose un contrat qui stabiliserait pendant quarante ans les recettes d’EDF. L’enjeu dépasse le prix de vente du mégawattheure : il porte sur les conditions dans lesquelles l’État compensera l’électricien, ou percevra une partie de ses revenus.

Le montage soumis à la Commission européenne repose notamment sur un contrat pour différence bidirectionnel. Son principe est de corriger financièrement les écarts entre un prix de référence du marché et un prix convenu à l’avance. Mais son paramétrage introduit une distinction décisive : les versements seraient calculés sur un volume de production théorique, et non, en principe, sur l’électricité effectivement produite.

La décision finale d’investissement est attendue d’ici à la fin de 2026, alors que les premières mises en service ne sont pas envisagées avant 2038. Les règles de partage des risques doivent donc être arrêtées bien avant que les réacteurs ne rapportent leurs premières recettes. Le dispositif reste un projet : ses paramètres et les conditions de son approbation européenne comptent autant que son architecture générale.

Le financement des nouveaux réacteurs face au marché de court terme

Une centrale nucléaire engage des dépenses longtemps avant de vendre de l’électricité. À l’inverse, le marché de gros valorise notamment la production selon des équilibres horaires entre offre et demande. Ces prix dépendent de la consommation, des capacités disponibles et du coût des moyens de production nécessaires pour satisfaire la demande. Ils ne garantissent pas, à eux seuls, le remboursement d’un investissement sur plusieurs décennies.

Le contrat vise à réduire cette incertitude. Une meilleure visibilité sur les recettes peut diminuer la rémunération du risque exigée par les financeurs et, par conséquent, le coût du capital. Le soutien public ne supprime toutefois pas le risque : il en modifie la répartition. Le bénéfice financier attendu pour le projet doit être mis en regard des engagements assumés par sa contrepartie publique.

Ce type de dispositif s’inscrit dans le cadre du règlement européen de 2024 sur l’organisation du marché de l’électricité. Il ne retire pas la production du marché : EDF continue de vendre son électricité, puis un règlement financier intervient selon les modalités du contrat. Le prix contractuel n’est donc ni le prix de chaque transaction ni un tarif directement promis aux ménages.

Une compensation indépendante des volumes réellement produits

Le projet de soutien aux EPR2 examiné par la Commission européenne prévoit un volume de référence initialement estimé à plus de 66 térawattheures par an pour les six réacteurs. C’est sur cette assiette que serait appliquée la différence entre le prix contractuel et le prix de marché retenu pour le calcul.

Lorsque le marché se situe en dessous du prix convenu, l’État verse une compensation à EDF. Dans la situation inverse, l’électricien reverse la différence à la contrepartie publique. La logique est réciproque, mais ses effets dépendent de l’écart entre la production de référence et la production réelle.

Pour comprendre cette distinction, prenons une simulation, sans valeur de prévision. Supposons un volume contractuel de 60 TWh, un prix d’exercice de 100 euros par mégawattheure et une production effective limitée à 36 TWh. On suppose également que toute l’électricité est vendue au prix moyen retenu pour le contrat, sans autres recettes ni prise en compte des coûts d’exploitation.

Avec un prix de marché de 50 euros par MWh, les ventes rapporteraient 1,8 milliard d’euros. La compensation publique atteindrait 3 milliards : un écart de 50 euros appliqué à 60 millions de MWh. EDF percevrait ainsi 4,8 milliards d’euros, contre 3,6 milliards si la compensation portait uniquement sur les volumes effectivement produits. Dans cet exemple, l’assiette fixe augmente donc le versement public de 1,2 milliard d’euros sur une année.

La même règle peut jouer dans l’autre sens. Avec un prix de marché de 150 euros par MWh, les ventes des 36 TWh rapporteraient 5,4 milliards d’euros. Le reversement calculé sur les 60 TWh de référence serait de 3 milliards. Il resterait 2,4 milliards à EDF avant coûts, contre 3,6 milliards avec une assiette limitée à la production réelle. Un volume fixe ne garantit donc pas une recette fixe lorsque la production varie.

Un mécanisme distinct de l’Arenh

Le financement des nouveaux réacteurs ne poursuit pas le même objectif que l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique, ou Arenh. En vigueur de 2011 à 2025, ce dernier imposait à EDF de céder à ses concurrents une partie de la production de son parc historique à un prix administré de 42 euros par MWh. Il organisait l’accès à une production existante, plutôt que la sécurisation d’investissements futurs.

Le contrat envisagé pour les EPR2 porte, lui, sur des transferts financiers de longue durée. Comparer directement son futur prix d’exercice aux 42 euros de l’Arenh serait trompeur : les actifs concernés, les dépenses à financer et les risques couverts ne sont pas les mêmes.

Pour les consommateurs, la distinction est essentielle. Une garantie de recettes accordée au producteur ne constitue pas automatiquement une garantie sur le prix final de l’électricité. De même, un reversement d’EDF à l’État ne devient pas mécaniquement une réduction équivalente des factures. L’affectation de ces recettes et les modalités de financement des compensations doivent être examinées séparément.

Le contrat devra rendre lisible l’engagement public

Le financement des nouveaux réacteurs se jouera donc sur plusieurs paramètres indissociables : prix d’exercice, volume de référence, durée, méthode de calcul du prix de marché et éventuelles règles d’ajustement. Un prix isolé ne suffira pas à mesurer la protection apportée à EDF ni l’exposition de l’État.

La question industrielle reste tout aussi déterminante. Une garantie financière ne produit pas les mégawattheures manquants en cas d’indisponibilité. L’examen européen et la décision d’investissement devront permettre de distinguer ce qui relève du risque de marché, de la performance des installations et de l’engagement budgétaire. C’est cette répartition, arrêtée avant la construction, qui encadrera les transferts pendant plusieurs décennies.