Prix de l’électricité nucléaire : les dessous du mécanisme envisagé par l’État pour les nouveaux EPR2
Pivot de la stratégie énergétique de la France pour remplacer progressivement son parc historique et atteindre la neutralité carbone, la construction de six nouveaux réacteurs EPR2, version optimisée de l’EPR, répartis par paires sur les sites de Penly, Gravelines et Bugey, constitue un chantier industriel colossal.
Alexis Vessat, Université de Montpellier
L’ESSENTIEL
- Pour financer les six futurs réacteurs nucléaires EPR2, la France a proposé à l’Union européenne un mécanisme financier inédit : le « contrat pour différence ».
- Loin d’être une simple garantie de prix, ce dispositif redistribue subtilement les risques économiques entre l’État, EDF et les consommateurs.
- La question se pose de savoir si toutes les leçons de l’ancien dispositif, l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), ont été pleinement digérées.
Des travaux préparatoires ont d’ores et déjà débuté à Penly puis à Gravelines, mais la décision finale d’investissement est attendue d’ici la fin de l’année 2026. Si les premières mises en service ne sont pas attendues avant 2038, les modalités prévues entre l’État, EDF et les consommateurs pour partager les coûts et notamment stabiliser les prix en cas de production inférieure aux prévisions, elles, doivent être définies bien en amont.
En ce sens, le gouvernement français a proposé à la Commission européenne un montage financier inédit pour stabiliser sur quarante ans les recettes tirées de l’électricité produite, en s’appuyant notamment sur des contrats pour différence. Ces derniers sont encadrés par le nouveau règlement européen de 2024 sur l’organisation du marché de l’électricité, dont la France reprend ici le modèle.
Son enjeu est de réduire le risque de perte de revenu pour le producteur, de rendre le projet plus facile à financer et de limiter le coût du capital. Mais le dispositif proposé pour les EPR2 comporte des subtilités nouvelles. Reste à savoir si l’État et les consommateurs en sortiront gagnants.
De l’Arenh au « contrat pour différence », des objectifs distincts
Comprendre l’enjeu du futur contrat des EPR2 exige de le situer par rapport à l’ancien dispositif d’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh). Ce dispositif, qui a été en vigueur de 2011 à 2025, cherchait à partager la rente d’un parc déjà amorti en demandant à EDF de céder un volume fixe d’électricité à prix administré (42 euros/MWh) à ses concurrents.
Le nouveau contrat pour différence (CfD) répond à un défi opposé, celui de rendre finançables des dizaines de milliards d’euros d’investissements nouveaux, alors que le marché de gros fixe les prix heure par heure en fonction des coûts de production de court terme. Or, construire des centrales exige une visibilité sur près d’un demi-siècle que ce marché de court terme ne peut offrir aux financeurs, d’où le dispositif envisagé.
Marché de l’électricité, mode d’emploi
- Le marché de gros : C’est le marché virtuel où l’électricité s’achète et se vend en grande quantité entre producteurs (comme EDF), fournisseurs (qui la revendent aux particuliers) et traders, avant d’arriver sur le réseau.
- Le marché spot (ou marché au jour le jour) : Une composante du marché de gros où l’électricité est négociée pour livraison le lendemain, heure par heure. Son prix varie fortement selon la météo, la demande et la disponibilité des centrales.
- Le coût marginal: Sur le marché spot, le prix d’équilibre horaire est fixé par le coût de la dernière centrale appelée pour satisfaire la demande (souvent du gaz). Il reflète l’équilibre de court terme, mais ne garantit pas la couverture des coûts fixes d’une centrale nucléaire sur 40ans.
- Le contrat pour différence (CfD) : Un instrument financier « de lissage » qui ne remplace pas le marché de gros. Le producteur continue de vendre son électricité sur le marché au prix du jour, puis équilibre ex post sa recette réelle avec l’État autour d’un prix convenu à l’avance.
Contrairement à ce que faisait l’ARENH, le CfD ne retire pas l’électricité du marché de gros : EDF vend sa production sur le marché spot, puis un mécanisme d’équilibrage financier intervient ex post (c’est-à-dire après coup). 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.
Un paiement calculé sur une production théorique
Le principe de base du contrat pour différence bidirectionnel est simple : l’électricien vendra l’électricité des nouveaux réacteurs sur le marché de gros. Puis, en fin d’année, on compare le prix de marché à un « prix d’exercice », fixé à l’avance par le contrat. Si le marché a été plus bas que ce prix d’exercice, l’État versera la différence à EDF. S’il a été plus haut, EDF reversera le surplus à l’État.
La particularité du contrat des EPR2 tient à l’assiette de ce calcul. En principe, l’écart de prix ne sera pas multiplié par la production réelle des réacteurs, mais par un volume de référence fixe, estimé initialement à plus de 66 TWh par an pour les six réacteurs.
Prenons un exemple concret. Imaginons un volume de référence de 60 TWh, un prix d’exercice de 100 euros par mégawattheure (MWh) et une année où la production réelle a baissé à 36 térawattheure (TWh) en raison de pannes, de conditions météorologiques défavorables ou d’impératifs de maintenance. Pour isoler le mécanisme, supposons que les ventes soient réalisées au prix moyen de l’année, laissons de côté les autres recettes et retenons des prix supérieurs au coût variable de production.
- Si les prix de marché chutent à 50 €/MWh, alors l’État compense l’écart de 50 € sur la totalité des 60 TWh théoriques (soit 3 milliards d’euros).
- La recette totale pour EDF atteint 4,8 milliards d’euros, contre seulement 3,6 milliards si le contrat n’avait couvert que la production réelle.
Le volume de référence protège donc le financement du projet contre les aléas de production lorsque les prix sont bas. Mais ce mécanisme protège-t-il également l’État (et indirectement, le consommateur et le contribuable) lorsque les prix de l’électricité s’envolent ?
Une asymétrie fondamentale
Si le prix de marché dépasse le prix d’exercice alors que la production est faible, appliquer strictement le volume de référence forcerait EDF à reverser des sommes sur de l’électricité qu’elle n’a pas pu vendre. Pour éviter cette situation extrême, le projet de contrat introduit une clause d’ajustement.
Dès que la production descend sous un certain seuil (qui s’élève avec le prix de marché, si bien qu’à production donnée, la clause ne s’applique qu’à partir d’un prix suffisamment élevé), le reversement dû à l’État est alors calculé sur la production réelle, augmenté d’une composante forfaitaire, égale à un pourcentage nommé X (encore à fixer, plafonné à 10 %) du prix d’exercice multiplié par le volume de référence.
Contrairement à ce qu’une lecture rapide pourrait suggérer, ce plafond de 10 % ne donne pas la borne maximale du montant total que pourra atteindre le reversement. Ce plafond de 10 % porte sur la composante ajoutée au règlement recalculé sur la production réelle. Autrement dit, le reversement total continue donc d’augmenter avec le prix lorsque la clause est active.
Cette formule introduit ainsi une asymétrie entre les périodes de prix bas et les périodes de prix élevés. Revenons à notre exemple :
- À 50 euros en dessous du prix d’exercice, l’État verse une compensation calculée sur les 60 TWh théoriques.
- À 50 euros au-dessus du prix d’exercice, le reversement du producteur à l’État est recalculé sur l’assiette ajustée.
L’ensemble des cas possibles peut être représenté par le tableau suivant, toujours sous les hypothèses de l’exemple et avec le pourcentage X supposé à son plafond de 10 % :
Au-dessus du prix d’exercice, comme on l’a vu plus haut, le reversement d’EDF se calcule sur le volume de référence de 60 TWh ou, lorsque la clause d’ajustement s’applique, sur la production réelle de 36 TWh, augmentée de la composante forfaitaire (0,6 milliard d’euros dans notre exemple).
Dans cet exemple, les deux calculs aboutissent au même reversement pour un prix de 125 €/MWh ; au-delà, le second est plus faible et c’est lui qui est retenu, si bien qu’à production inchangée, la recette d’EDF reste de 3 milliards d’euros et cesse alors de dépendre du prix de marché. La dernière colonne donne, pour comparaison, la recette d’un contrat réglé sur la seule production réelle, sans composante forfaitaire (3,6 milliards d’euros).
Cette asymétrie peut se comprendre comme une manière de préserver la viabilité financière de l’exploitant en cas de dysfonctionnement technique majeur combiné à des prix de marché très élevés.
Leçons du passé et risques pour l’avenir
Cette asymétrie conduit à se demander si l’exploitant conserve l’incitation à faire tourner ses centrales au maximum, et dans quelle mesure l’État pourra ajuster au fur et à mesure les paramètres clés de ce calcul en fonction de l’évolution de la conjoncture.
En effet, un contrat trop protecteur pour EDF risquerait de déconnecter le producteur de la réalité du réseau. À l’inverse, si chaque mégawatt produit en période de hausse subit un prélèvement excessif, l’intérêt d’exploiter l’outil industriel s’amenuise. La Commission européenne, qui examine actuellement la proposition française, a estimé provisoirement que le paiement fondé sur le volume de référence peut maintenir des incitations efficaces à l’exploitation et à la maintenance, mais souhaite maintenant s’assurer que le mécanisme ne crée pas de distorsions sur le marché de l’électricité ou de surcompensations indues.
La clause prévue agit aussi sur les incitations à produire. Lorsqu’elle s’applique, à prix de référence annuel inchangé, chaque mégawattheure supplémentaire augmente le reversement de l’électricien à l’État (écart entre le prix de référence et le prix d’exercice). Le producteur reste incité à produire seulement lorsque le prix obtenu couvre ce prélèvement supplémentaire et les coûts correspondants. Le bon calibrage des paramètres du contrat doit ainsi concilier sécurisation du financement et incitations à exploiter les réacteurs.
L’histoire récente de la régulation nucléaire en France invite d’ailleurs à la prudence. L’un des principaux écueils du système ARENH aura été le gel de son prix administré (42 euros/MWh), resté quasi immobile pendant quatorze ans alors même qu’il devenait obsolète, le décret qui devait en fixer la méthode d’actualisation n’étant jamais entré en vigueur.
Pour les EPR2, le contrat envisagé prévoit que six paramètres clés, dont le volume de référence et la définition du prix de référence, pourront être révisés périodiquement, en principe tous les cinq ans. C’est une avancée majeure pour adapter le contrat à l’évolution des coûts réels et des marchés. Cependant, plus un contrat est révisable, plus la méthode d’actualisation doit être transparente et indépendante pour éviter tout risque réglementaire ou politique.
Ce contrat de quarante ans n’engage pas nécessairement de coût fixe pour l’État, qui jouera plutôt un rôle d’amortisseur, la collectivité payant si les prix du marché chutent et récupérant des recettes s’ils s’envolent. La publication des chiffres définitifs permettra d’évaluer si l’équilibre trouvé protégera réellement le consommateur.
Alexis Vessat, Économiste de l’énergie et Chercheur postdoctoral à l’Université de Montpellier, Université de Montpellier
Cet article est republié à partir de The Conversation sous licence Creative Commons. Lire l’article original.