EPR2 : le contrat pour différence protège EDF quand les prix chutent

Le gouvernement français a proposé à la Commission européenne un contrat pour différence de quarante ans pour les six futurs réacteurs EPR2 de Penly, Gravelines et Bugey. Le mécanisme stabilise les recettes d'EDF pour rendre le projet finançable, et il répartit le risque entre EDF, l'État et, indirectement, les consommateurs. La décision finale d'investissement est attendue d'ici la fin 2026, selon The Conversation.

Contrat pour différence nucléaire : comment ça fonctionne

Le contrat pour différence (CfD) laisse EDF vendre son électricité sur le marché de gros au prix du jour, puis équilibre la recette après coup avec l'État autour d'un « prix d'exercice » fixé à l'avance. Selon l'auteur de l'analyse, Alexis Vessat, si le marché est sous ce prix, l'État verse la différence à EDF ; s'il est au-dessus, EDF reverse le surplus à l'État.

L'État ne fixe donc aucun tarif d'achat. Il superpose au marché une protection contre le risque de perte de revenu, afin de limiter le coût du capital. Le cadre vient du règlement européen de 2024 sur l'organisation du marché de l'électricité, dont la France reprend le modèle.

Pourquoi ce contrat plutôt que le marché seul

Le marché de gros fixe les prix heure par heure selon le coût de la dernière centrale appelée, souvent au gaz. Ce prix de court terme ne garantit pas de couvrir les coûts fixes d'une centrale nucléaire sur quarante ans, et les financeurs veulent une visibilité sur près d'un demi-siècle.

L'ancien dispositif, l'Arenh (2011-2025), répondait à un autre objectif : partager la rente d'un parc déjà amorti, en obligeant EDF à céder un volume fixe à 42 euros/MWh à ses concurrents. Le CfD cherche au contraire à rendre finançables des dizaines de milliards d'euros d'investissements neufs.

Selon EDF, le coût prévisionnel du programme est de 72,8 milliards d'euros (valeur 2020), qui doivent être audités au premier trimestre 2026 par la délégation interministérielle au nouveau nucléaire. Les mesures d'État incluent aussi un prêt bonifié couvrant au moins 50 % des coûts de construction et un partage des risques entre l'État et EDF. Le premier réacteur à Penly est visé pour 2038.

Qui gagne, qui paie : un calcul sur une production théorique

Le paiement ne sera pas calculé sur la production réelle mais sur un volume de référence fixe, estimé initialement à plus de 66 TWh par an pour les six réacteurs. EDF est ainsi protégée des pannes quand les prix sont bas.

L'exemple de The Conversation : volume de référence de 60 TWh, prix d'exercice de 100 euros/MWh, production réelle tombée à 36 TWh et prix de marché à 50 euros/MWh. L'État compense 50 euros sur les 60 TWh théoriques, soit 3 milliards d'euros. La recette d'EDF atteint 4,8 milliards, contre 3,6 milliards si le contrat ne couvrait que la production réelle.

Dans ce cas, la collectivité paie 1,2 milliard de plus que si seule la production réelle était couverte.

Une asymétrie quand les prix s'envolent

Lorsque les prix dépassent le prix d'exercice et que la production est faible, une clause d'ajustement évite qu'EDF reverse des sommes sur de l'électricité qu'elle n'a pas vendue. Le reversement est alors calculé sur la production réelle, plus une composante forfaitaire égale à un pourcentage X du prix d'exercice multiplié par le volume de référence. X reste à fixer et est plafonné à 10 %.

Ce plafond ne borne pas le reversement total, précise l'auteur : celui-ci continue d'augmenter avec le prix. Dans l'exemple, à partir de 125 euros/MWh, la recette d'EDF reste à 3 milliards d'euros quel que soit le prix. Cette asymétrie peut se comprendre comme une manière de préserver la viabilité de l'exploitant en cas de panne majeure combinée à des prix très élevés.

Quelles incitations pour faire tourner les réacteurs

La Commission européenne, qui examine la proposition, a estimé provisoirement que le paiement sur volume de référence peut maintenir des incitations efficaces à l'exploitation et à la maintenance. Elle veut encore vérifier l'absence de distorsions de marché et de surcompensations indues.

Quand la clause s'applique, chaque mégawattheure produit en plus augmente le reversement à l'État. Le producteur n'a donc intérêt à produire que si le prix couvre ce prélèvement et les coûts correspondants.

Leçon de l'Arenh : un prix gelé quatorze ans

L'Arenh est resté quasi figé à 42 euros/MWh pendant quatorze ans, faute de décret fixant sa méthode d'actualisation. Pour les EPR2, six paramètres, dont le volume de référence et la définition du prix de référence, pourront être révisés en principe tous les cinq ans.

L'auteur souligne que plus un contrat est révisable, plus la méthode d'actualisation doit être transparente et indépendante, pour éviter un risque réglementaire ou politique. Le contrat n'impose pas nécessairement de coût fixe à l'État, qui joue un rôle d'amortisseur. Les chiffres définitifs, une fois publiés, permettront de juger si le consommateur est réellement protégé.