La fin de l’année 2026 marquera un tournant pour le nucléaire français. EDF doit prendre la décision finale d’investissement sur les six premiers EPR2, un programme évalué à 72,8 milliards d’euros qui scellera la trajectoire électrique de la France jusqu’en 2050. Avant le feu vert, plusieurs verrous doivent encore sauter.
72,8 milliards d’euros : la facture qui n’a cessé de grimper
Le devis a changé plusieurs fois de visage. Initialement estimé à 51,7 milliards d’euros en 2021, le programme des six premiers EPR2 a vu son enveloppe réévaluée à 67,4 milliards en 2024, puis à 72,8 milliards d’euros en décembre 2025. Une inflation de 8 % en un an, justifiée par EDF par l’évolution des matières premières, le coût du travail et le renforcement des exigences de sûreté.
Ce chiffre couvre les paires de réacteurs prévues à Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et Bugey (Ain). Chaque réacteur affiche une puissance de 1 670 MW, soit 10 GW au total. À titre de comparaison, l’EPR de Flamanville, qui a atteint sa pleine puissance en décembre 2025, plafonne à 1 650 MW. Le surcoût ne fait toutefois pas figure d’exception : tous les grands programmes nucléaires occidentaux ont connu des dérives similaires sur la dernière décennie.
Trois verrous à lever avant le feu vert
La décision finale d’investissement (FID) attendue d’ici à fin 2026 ne tombera pas du ciel. Trois conditions doivent être réunies.
Premier verrou : l’audit du devis remis par les consultants au gouvernement au premier trimestre 2026. Bercy veut un chiffrage partagé entre l’État et EDF, condition d’un engagement public sur les modalités de financement. Le ministère de la Transition écologique a missionné un cabinet de conseil indépendant pour évaluer la robustesse des hypothèses de coûts et de planning. L’investissement d’Arabelle Solutions à Chalon-sur-Saône illustre la mise en route de la chaîne industrielle, mais l’addition reste suspendue à cet audit.
Deuxième verrou : l’avis définitif de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) sur le site de Penly. L’avis générique sur le design EPR2 est attendu à l’automne 2026. Sans cette validation, le décret d’autorisation de création ne peut être délivré et le chantier ne peut pas démarrer. L’enquête publique de Gravelines a marqué une étape importante du débat citoyen, mais c’est bien Penly qui sert de pilote réglementaire.
Troisième verrou : l’aval de la Commission européenne. Bruxelles a ouvert le 31 mars 2026 une enquête approfondie sur le mécanisme d’aide d’État envisagé par la France pour financer les EPR2. Le modèle économique retenu, contrat pour différence ou prêt à très long terme via le Livret A, conditionne directement la rentabilité du programme. Le verdict de l’exécutif européen reste l’un des principaux facteurs d’incertitude.
Le calendrier serré jusqu’à 2038
EDF vise une première mise en service en 2038 pour la tranche pilote de Penly. Les paires suivantes suivraient à raison d’une tous les 18 à 24 mois. Cela suppose un démarrage effectif du chantier en 2027, après obtention du décret d’autorisation de création et finalisation de la commande des équipements lourds.
Plusieurs sous-traitants ont déjà commencé à monter en cadence. Arabelle Solutions, racheté à General Electric en 2024, a engagé 100 millions d’euros dans son site de Chalon-sur-Saône pour produire les turbines basse pression. Framatome prépare ses usines de Saint-Marcel et du Creusot. Une commande publique massive, plusieurs dizaines de milliards d’euros d’achats fermes, est attendue après la FID pour sécuriser la chaîne industrielle française.
Une décision qui dépasse le seul EDF
Au-delà des chiffres, ce vote du conseil d’administration d’EDF aura valeur de signal politique. La PPE3, promulguée en février 2026, a fait du nucléaire la « colonne vertébrale » du système électrique français. Le Premier ministre Sébastien Lecornu a martelé que le « plan Messmer 2 » était lancé. Sans décision finale d’EDF sur les EPR2, ce discours resterait incantatoire.
Le timing est tendu. La trajectoire de la PPE3 vise 380 TWh de production nucléaire par an en 2030 et 420 TWh en 2035. Sans nouveaux réacteurs au-delà des 57 actuels, et alors que les premiers retraits du palier 900 MW se profilent à l’horizon 2040, le mix bas-carbone français reposera de plus en plus sur la prolongation du parc existant.
Et après les six premiers ?
L’objectif officiel reste de huit EPR2 supplémentaires d’ici 2050, soit quatorze tranches au total. Le Conseil de politique nucléaire piloté par l’Élysée a confirmé cette cible en octobre 2025. Une deuxième série pourrait être lancée dès 2030, en parallèle des SMR français, dont les premiers prototypes sont attendus à la fin de la décennie.
Pour l’écosystème industriel, la FID 2026 vaut bien plus qu’un simple feu vert. Elle conditionne le retour effectif d’une filière nucléaire de construction en France après plus de quinze ans de désert industriel. Les emplois associés sont estimés à 30 000 sur le pic du chantier. Le coup d’envoi du programme dira aussi si la France parvient à reconstruire ce qu’elle avait laissé filer, ou si l’écart se creuse encore avec les Sud-Coréens et les Chinois sur la scène internationale.
Reste une question que personne ne pose à voix haute : que se passera-t-il si la décision est repoussée à 2027 ? L’hypothèse n’est pas exclue par les analystes. Le scénario d’un report aurait des conséquences en cascade sur le mix 2035 et sur le prix moyen de l’électricité décarbonée que paieront les ménages et les industriels.
