Alors qu’EDF veut arrêter d’ici fin 2026 sa décision finale d’investissement pour six nouveaux réacteurs EPR2, Paris doit encore obtenir l’aval de Bruxelles sur le soutien public au programme. Si le financement semble avancer sans heurts, les modalités de commercialisation de l’électricité cristallisent désormais les tensions entre la France et la Commission européenne.
Un calendrier sous tension avant fin 2026
Officiellement, les échanges se poursuivent dans un climat constructif. Mais à Paris comme chez EDF, plusieurs acteurs du dossier redoutent que les discussions avec la Commission européenne ne prennent du retard. L’électricien public a besoin, avant la fin de l’année, d’un feu vert européen sur l’aide d’État française destinée à financer ses six futurs réacteurs EPR2. La Commission a ouvert fin mars une enquête approfondie, une étape attendue pour un projet d’une telle ampleur. Mais le calendrier reste serré. EDF souhaite pouvoir acter formellement la construction des nouveaux réacteurs d’ici fin 2026, avant l’élection présidentielle prévue au printemps 2027. Or, le dossier a déjà été ralenti en 2024 et 2025 par l’instabilité politique française née de la dissolution.
Plusieurs sources s’inquiètent de la position de la Direction générale de la concurrence à Bruxelles. « 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 », estime un bon connaisseur du dossier. Une source chez EDF juge également que « ça va être compliqué d’obtenir une lettre de confort [un accord de principe, NDLR] de la Commission européenne dans les temps ». D’autres se veulent plus rassurants. Une source européenne rappelle que Bruxelles a récemment validé des aides d’État pour des projets nucléaires en Pologne et en Tchéquie, deux précédents qui se seraient déroulés sans difficulté majeure. Selon cette même source, il n’y aurait pas à ce stade « d’échos négatifs » sur le dossier français.
Reste que les délais d’instruction passés incitent à la prudence. En République tchèque, l’examen du projet nucléaire avait duré vingt-deux mois. En Pologne, il avait fallu environ un an. Le cas français est toutefois plus sensible, car EDF pèse beaucoup plus lourd sur le marché européen de l’électricité. Le programme EPR2, qualifié de « chantier du siècle », est évalué à 72,8 milliards d’euros en valeur 2020, soit environ 84 milliards d’euros aujourd’hui, hors intérêts. Le financement envisagé repose notamment sur un prêt de la Caisse des dépôts, garanti par l’État, à hauteur de 60 % du coût du projet. Sur ce volet financier, le ministère de l’Énergie assure qu’« il n’y a pas de désaccord » avec Bruxelles.
Trois sujets sont toutefois examinés par la Commission : le financement, les modalités d’exploitation des futurs réacteurs et les conditions de vente de leur électricité. Le deuxième volet, qui doit déterminer si EDF exploitera directement les EPR2 ou passera par une société de projet, n’est pas encore véritablement ouvert. C’est donc le troisième sujet, celui de la commercialisation de l’électricité, qui concentre aujourd’hui les divergences.
« 70 % de la production sera commercialisée sur le marché, et 30 % via des contrats de long terme », ministère français de l’Énergie.
Le modèle de Dukovany aux EPR2 ?
Au cœur du différend figure la place à accorder aux contrats de long terme. La France souhaite qu’EDF puisse vendre une partie de la production des futurs EPR2 directement à des acheteurs, via des contrats bilatéraux de type PPA. Ces contrats permettraient de sécuriser des volumes et des prix sur plusieurs années, notamment pour les industriels et les fournisseurs concurrents. Le ministère de l’Énergie défend cette approche au nom de la réforme européenne du marché de l’électricité adoptée en 2024 : « 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 qui prévoit de ne pas vendre tous les volumes sur les marchés de gros », explique le ministère.
Bruxelles, de son côté, privilégie la liquidité des marchés de gros. Les services de la concurrence estiment qu’un recours important au marché permettrait de traiter tous les consommateurs de manière équitable. La France, elle, considère que des ventes de gré à gré offriraient davantage de visibilité à EDF sur ses débouchés et à ses grands clients sur leurs prix d’approvisionnement.
Le schéma actuellement prévu repose déjà sur un CfD (Contrat For Difference). Avec ce mécanisme, l’État compenserait EDF si les prix de marché tombaient sous un prix de référence fixé à 97 euros le MWh. À l’inverse, si les cours dépassaient ce seuil, EDF reverserait les surplus à l’État. Mais Paris veut compléter ce dispositif par des contrats privés de long terme, sans réserver l’intégralité de la production à la Bourse de l’électricité.
Le précédent tchèque de Dukovany 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 de l’Énergie. Le gouvernement français envisage par ailleurs, dans son récent plan d’électrification, de tester des PPA d’une durée de huit à dix ans pour une partie de la production solaire et éolienne déjà soutenue par l’État. Mais l’application de ce modèle au nouveau nucléaire soulève des doutes. Une source estime qu’« un PPA sur le nouveau nucléaire semble difficile à structurer compte tenu des incertitudes sur les délais et les coûts du programme ». Les précédents de Flamanville, en France, et d’Hinkley Point, au Royaume-Uni, ont en effet été marqués par des retards et une envolée des coûts.
Paris assure toutefois qu’il n’est pas question de marchandage avec Bruxelles. Le ministère de l’Énergie affirme qu’« on ne parle pas pour l’heure de concessions et nous n’avons pas de demande de la Commission en ce sens ». Il précise néanmoins que la France écoute les remarques européennes sur « les aménagements possibles, non pas en termes de cession d’activités ou de changement de gouvernance [comme lors du projet Hercule de démantèlement d’EDF, abandonné en 2021, NDLR] mais sur les modalités de commercialisation et le marché pertinent pour EDF ». Les discussions se poursuivent à un rythme soutenu. « Il y a quasiment une réunion par semaine et à ce stade, nous ne sommes pas inquiets sur le calendrier », indique encore le ministère de l’Énergie, qui dit espérer « des progrès significatifs en juillet, en vue d’un accord de principe à l’automne ». EDF, de son côté, se contente d’assurer que « le processus suit son cours normal ».
La Commission européenne dit également mesurer l’enjeu du dossier. Elle se déclare « pleinement consciente de l’importance de ce projet, notamment de l’objectif visant à parvenir à une décision finale d’investissement d’ici à fin 2026 », et assure qu’elle « mettra tout en œuvre pour mener à bien cette évaluation dans les meilleurs délais ». Elle refuse toutefois de « se prononcer sur le contenu ou préjuger du résultat ».
Source : Les Echos
Titulaire d’un Master II en journalisme, Giovanni DJOSSOU a œuvré en tant que journaliste de presse écrite dans différents journaux et magazines pendant plus d’une décennie.
Spécialisé dans le secteur de l’énergie depuis 2023, il a la charge de la rédaction d’articles, de la conduite d’interviews ainsi que de la création de programmes pour Opéra Energie.
