EDF veut acter d’ici fin 2026 la construction de six réacteurs EPR2. Pour ça, il lui manque un feu vert de Bruxelles sur l’aide d’État française, un dossier ouvert fin mars par la Commission européenne. Sur le financement, les discussions avancent plutôt bien. Sur la manière de vendre l’électricité produite, beaucoup moins.
Un chantier à 84 milliards d’euros, financé aux trois quarts par l’État
Le programme EPR2, que le ministère de l’Énergie qualifie lui-même de « chantier du siècle », est désormais évalué à 72,8 milliards d’euros en valeur 2020. Soit environ 84 milliards d’euros courants, hors intérêts. Fin 2023, la facture était encore annoncée à 67,4 milliards. L’essentiel du financement repose sur un prêt de la Caisse des dépôts, garanti par l’État, couvrant jusqu’à 60 % du coût du projet. Sur ce point précis, le ministère de l’Énergie assure qu’« il n’y a pas de désaccord » avec la Commission.
Le reste du montage s’appuie sur un contrat pour différence (CfD) : si le prix de marché tombe sous 97 €/MWh, l’État compense EDF. Au-dessus, c’est EDF qui reverse le surplus. Un mécanisme déjà accepté ailleurs en Europe, en Pologne comme en Hongrie, et qui ne semble pas être la source du blocage actuel.
Le vrai clash : 70 % au marché, 30 % en contrats longs
C’est là que ça coince. La France veut qu’EDF puisse vendre une partie de la production des futurs EPR2 via des contrats bilatéraux de long terme, des PPA, plutôt que de tout écouler sur les marchés de gros. « La France souhaite mettre en place des contrats de long terme conclus entre EDF et des acheteurs, comme cela est prévu dans la réforme européenne du marché de l’électricité de 2024 », explique le ministère de l’Énergie. L’objectif : donner de la visibilité aux industriels et aux fournisseurs concurrents sur leurs prix d’approvisionnement, plutôt que de les exposer entièrement à la volatilité du marché.
Bruxelles, de son côté, défend la liquidité des marchés de gros comme garantie d’un traitement équitable entre tous les consommateurs. Une divergence qui n’a rien d’anecdotique quand on sait qu’EDF assure déjà 75 % de la production nette d’électricité en France. Pour la Commission, renforcer ce quasi-monopole par des ventes de gré à gré pose un vrai problème de concurrence.
Dukovany, le précédent tchèque brandi par Paris
Pour convaincre, la France s’appuie sur le schéma retenu en République tchèque pour la centrale de Dukovany : 70 % de la production commercialisée sur le marché, 30 % via des contrats de long terme. « Le précédent tchèque sert d’argument à la France : 70 % de la production sera commercialisée sur le marché, et 30 % via des contrats de long terme », souligne le ministère. Le gouvernement veut même tester ce modèle sur une partie de la production solaire et éolienne déjà soutenue par l’État, avec des PPA de huit à dix ans.
Reste un doute de taille. Un PPA suppose de la prévisibilité sur les coûts et les délais. Or les précédents de Flamanville, en France, et de Hinkley Point, au Royaume-Uni, ont surtout montré l’inverse : retards à répétition, coûts qui s’envolent. Une source proche du dossier le résume sans détour : un PPA sur du nouveau nucléaire « semble difficile à structurer compte tenu des incertitudes sur les délais et les coûts du programme ».
Un calendrier qui ne joue pas pour la France
EDF veut acter la construction avant la fin de l’année, pour prendre de vitesse l’élection présidentielle du printemps 2027. Le dossier a déjà pris du retard en 2024 et 2025, l’instabilité politique née de la dissolution n’ayant rien arrangé. À titre de comparaison, l’examen du projet nucléaire tchèque avait duré vingt-deux mois. Le polonais, environ un an. Le cas français est plus sensible, tout simplement parce qu’EDF pèse beaucoup plus lourd sur le marché européen que ses homologues d’Europe centrale.
Une source proche du dossier ne cache pas son inquiétude : « La Direction de la concurrence à Bruxelles ne bouge pas d’un iota. À un moment, ça risque de bloquer si elle reste sur sa logique idéologique de concurrence pure et parfaite, contre les monopoles historiques. » D’autres se veulent plus rassurants, rappelant que Bruxelles a validé sans trop de difficultés des aides d’État nucléaires en Pologne et en Tchéquie. Le ministère de l’Énergie, lui, dit espérer « des progrès significatifs en juillet, en vue d’un accord de principe à l’automne ». EDF confirme prudemment que « le processus suit son cours normal ». Un chantier qui, rappelons-le, a déjà nécessité un arbitrage financier serré côté EDF, l’électricien ayant dû céder des actifs pour dégager des marges de manœuvre.
Ce que Paris affirme, et ce que ça ne dit pas
Le ministère de l’Énergie martèle qu’« on ne parle pas pour l’heure de concessions » et qu’il n’y a « pas de demande de la Commission en ce sens ». Il concède tout de même écouter Bruxelles sur « les aménagements possibles, non pas en termes de cession d’activités ou de changement de gouvernance, mais sur les modalités de commercialisation et le marché pertinent pour EDF ». Une nuance qui rappelle, en creux, le précédent du projet Hercule, cette réforme de démantèlement d’EDF abandonnée en 2021 sous la pression syndicale et politique. Personne, à Paris, n’a envie de rouvrir ce dossier-là.
Le rythme des échanges donne une idée du sérieux de la négociation : « Il y a quasiment une réunion par semaine », précise le ministère. La Commission européenne, elle, reconnaît « pleinement » l’enjeu du dossier et l’objectif d’une décision finale d’investissement d’ici fin 2026, sans vouloir « préjuger du résultat ».
Reste une question que ni Paris ni Bruxelles ne formulent tout haut : et si l’obstacle n’était pas d’abord juridique, mais industriel ? Un PPA sur un programme dont le calendrier a déjà glissé plusieurs fois, comme le montre le chantier confié au consortium BTP, reste un pari difficile à vendre à des acheteurs qui cherchent avant tout de la visibilité. La Commission le sait. EDF aussi. L’automne 2026 dira qui, de Paris ou de Bruxelles, a dû céder du terrain.
