Prix de l’électricité nucléaire : les dessous du mécanisme envisagé par l’État pour les nouveaux EPR2

La France prévoit de construire six nouveaux réacteurs nucléaires de type EPR2, une version optimisée des EPR existants. Ces réacteurs seront répartis par paires sur les sites de Penly, Gravelines et Bugey. Les travaux préparatoires ont déjà commencé, notamment à Penly et Gravelines, mais la décision finale d’investissement est attendue pour fin 2026. Les premières mises en service ne sont pas prévues avant 2038. Pour financer ces projets, l’État propose un mécanisme financier inédit, le contrat pour différence, afin de stabiliser les recettes sur quarante ans et de faciliter le financement des investissements, estimés à plusieurs dizaines de milliards d’euros.

Le contrat pour différence (CfD) est un outil financier qui vise à protéger EDF contre les variations brutales des prix de l’électricité sur le marché de gros. Contrairement à l’ancien dispositif ARENH, qui fixait un prix administré pour l’électricité nucléaire, le CfD ne retire pas l’électricité du marché. EDF vend sa production au prix du marché, puis un mécanisme d’équilibrage intervient ex post (après coup) pour ajuster les recettes en fonction d’un prix d’exercice convenu à l’avance. Si le prix du marché est inférieur à ce prix d’exercice, l’État compense la différence. Si le prix est supérieur, EDF reverse l’excédent à l’État. Ce mécanisme permet de réduire les risques pour EDF et de limiter le coût du capital, tout en maintenant une visibilité financière sur le long terme.

Le CfD pour les EPR2 utilise un volume de référence fixe de plus de 66 térawattheures (TWh) par an pour les six réacteurs, au lieu de la production réelle. Ce volume est une estimation initiale de la production annuelle, utilisée comme base de calcul pour les compensations financières. Par exemple, si la production réelle chute à 36 TWh en raison de pannes ou de conditions défavorables, mais que le volume de référence reste à 60 TWh, l’État compense l’écart de prix sur les 60 TWh théoriques, et non sur les 36 TWh effectivement produits. Cela protège le financement du projet contre les aléas de production, mais introduit une asymétrie dans le mécanisme, car EDF doit reverser à l’État si le prix du marché dépasse le prix d’exercice, même sur des volumes non produits.

Le CfD des EPR2 présente une asymétrie fondamentale entre les périodes de prix bas et celles de prix élevés. Lorsque le prix du marché est inférieur au prix d’exercice, l’État compense l’écart sur le volume de référence fixe. En revanche, lorsque le prix dépasse le prix d’exercice, EDF doit reverser à l’État, mais ce reversement est recalculé sur la production réelle, augmentée d’une composante forfaitaire égale à 10 % du prix d’exercice multiplié par le volume de référence. Cette clause limite les reversements excessifs, mais elle réduit aussi l’incitation d’EDF à produire davantage en période de prix élevés, car chaque mégawattheure supplémentaire augmente le montant reversé à l’État. Le contrat prévoit des révisions périodiques des paramètres clés pour adapter le mécanisme aux évolutions du marché.

Dans ce mécanisme, l’État joue un rôle d’amortisseur : il compense les pertes d’EDF si les prix du marché sont bas, mais récupère des recettes si les prix s’envolent. Ce système ne garantit pas un coût fixe pour l’État, mais permet de partager les risques entre les parties prenantes. Cependant, la Commission européenne, qui examine la proposition française, souligne que le contrat doit être calibré avec soin pour éviter des distorsions sur le marché de l’électricité ou des surcompensations. Par exemple, si le prix d’exercice est trop élevé ou si les paramètres ne sont pas révisés régulièrement, le mécanisme pourrait devenir déséquilibré. L’histoire récente de l’ARENH, où le prix administré est resté figé pendant quatorze ans, rappelle l’importance d’une actualisation transparente et indépendante des paramètres du contrat.