EPR2 : que signifie vraiment un CfD à moins de 100 €/MWh ?

Le coût de production de l’électricité des futurs EPR2 est un sujet clé du débat énergétique. Mais un CfD à 100 €/MWh ne dit ni quel sera ce coût, ni ce que paiera le consommateur : il indique le niveau de revenu sécurisé jugé nécessaire pour permettre l’investissement.

Le chiffre de 100 €/MWh revient régulièrement dans le débat sur la décision de construire six nouveaux EPR2. Mais que représente-t-il exactement ? Le futur coût de production du nucléaire ? Pas exactement. Le prix payé par les consommateurs ? Le coût pour l’État ? Aucun des deux. Pour comprendre ce chiffre, et le comparer à d’autres, il faut distinguer plusieurs notions économiques différentes.

1. Un CfD est d’abord un mécanisme de sécurisation des revenus

Le Conseil de politique nucléaire (CPN) de mars 2025[1] a annoncé, pour le financement du programme de construction de six EPR2, un schéma basé sur « un prêt de l’État bonifié couvrant au moins la moitié des coûts de construction » et « un contrat pour différence [CfD] sur la production nucléaire à un prix maximal de 100 €₂₀₂₄/MWh ».

Ce CfD ne fixe pas un prix de vente de la production des EPR2 sur le marché. Il permet d’apporter à l’investisseur un revenu garanti et de lui donner de la visibilité sur ses recettes futures. Construire une centrale nucléaire, un parc éolien ou une grande installation solaire suppose d’investir aujourd’hui des capitaux importants qui devront être rémunérés pendant plusieurs décennies. Le marché de gros de l’électricité donne essentiellement des signaux de prix à court terme, qui peuvent être très volatils. Cette incertitude sur les revenus futurs constitue un risque pour l’investisseur, et renchérit le coût du financement (prime de risque) et, au final, le coût de production de l’électricité. Dans le cas du programme EPR2, le devis de 72,8Mds₂₀₂₀ représente une mise de fonds importante, même pour une entreprise de la taille d’EDF. Sans compter que ces investissements ne généreront pas de revenus avant la mise en service, soit une dizaine d’années.

Après la crise énergétique de 2021-2022, l’Union européenne a souhaité préciser comment le marché de court terme peut être complété par des instruments de partage de risque, qui permettent de favoriser les investissements dans les énergies bas carbone en donnant davantage de visibilité sur leurs revenus à long terme aux investisseurs, tout en protégeant les consommateurs contre de possibles hausses des prix en cas de nouvelle crise. Le règlement 2024/1747 sur le marché de l’électricité, entré en vigueur en juillet 2024, prévoit ainsi le recours aux CfD bidirectionnels pour les nouveaux investissements bénéficiant d’un soutien public dans l’éolien, le solaire, la géothermie, certaines installations hydrauliques et le nucléaire.

Le principe est le suivant. Si le prix de référence de l’électricité sur le marché de gros est inférieur au prix d’exercice du CfD, le producteur reçoit la différence. S’il lui est supérieur, le producteur reverse les revenus excédentaires selon les modalités prévues par le contrat. L’État ne prend donc pas en charge le montant du CfD, mais le différentiel avec le prix du marché de gros, lequel peut être même en sa faveur.

Le dispositif envisagé pour les EPR2 présente une particularité : le soutien ne serait pas calculé directement sur la production réelle du réacteur, mais à partir d’un volume de production de référence. La Commission, dans sa décision d’ouverture d’enquête[2], explique que cette architecture vise à préserver les incitations à optimiser l’exploitation de l’actif en fonction des besoins du système, par exemple réduire la production lorsque les prix sont très bas ou négatifs. Un même mécanisme reposant également sur un volume de production de référence est aussi envisagé pour les nouveaux réacteurs de Dukovany, en République tchèque. Ce concept est déjà utilisé dans les contrats renouvelables pour préserver les signaux de marché[3].

On note que le CfD envisagé pour les EPR2 ne porterait que sur 40 ans, alors que les réacteurs sont conçus pour fonctionner pendant au moins 60 ans. Le modèle économique d’EDF intègre donc un risque d’exposition entière aux prix de marché sur une vingtaine d’années, pendant lesquelles les revenus d’EDF seront soumis à la volatilité des fondamentaux des marchés de l’électricité.

2. 100 €/MWh n’est pas directement le coût de production des EPR2

Les 100 €/MWh correspondent au prix d’exercice envisagé pour le CfD. Ce n’est pas l’image directe du coût complet de production de l’EPR2, ni sa valeur dans le système électrique.

Pour estimer le coût de production d’une technologie donnée (sans comparer entre technologies), on utilise notamment le LCOE (Levelized Cost of Electricity). Il est calculé en additionnant l’ensemble des coûts actualisés (investissement, financement, exploitation, maintenance, combustible, démantèlement, etc.), le tout rapporté à la quantité d’électricité produite pendant toute la durée de l’exploitation. Les deux grandeurs (prix d’exercice du CFD et LCOE) sont bien sûr liées, mais elles ne sont pas identiques.

Le nucléaire peut tirer parti des variations du prix de l’électricité sur le marché. Pour calculer le CfD, on utilise comme référence le prix moyen de marché d’une production constante, 24 heures sur 24, appelée « production en ruban ». Or, les réacteurs nucléaires français ne produisent pas toujours à puissance constante : ils peuvent ajuster leur production en fonction des besoins du système électrique, notamment pour tenir compte des variations de la consommation et de la production éolienne et solaire. Cette flexibilité leur permet de produire davantage lorsque les prix sont élevés et de réduire leur production lorsqu’ils sont faibles. La valeur supplémentaire attendue de cette modulation est prise en compte dès le départ dans le calcul du prix d’exercice, ce qui tend à le diminuer.

Aussi, le calcul tient compte de la durée du contrat. Les réacteurs continueront à produire de l’électricité après la fin de la durée prévue de 40 ans pour le CfD. Les revenus qu’ils pourront alors tirer de la vente de cette électricité sont estimés dès aujourd’hui et intégrés au calcul économique. Selon les hypothèses retenues, cette prise en compte peut conduire à augmenter le prix d’exercice nécessaire pendant la durée du contrat.

Enfin, le prix d’exercice repose sur des prévisions. Il est fixé à partir d’estimations des coûts de construction, de financement et d’exploitation. Ces coûts pourront évoluer au cours du projet. Le prix d’exercice ne doit donc pas être confondu avec le LCOE, qui mesure le coût moyen de production de l’électricité sur la durée de vie d’une installation, selon un périmètre et des hypothèses de calcul définis. En cas de dérapage des coûts de construction, le schéma de financement prévoit que le dépassement des coûts de construction sera financé par EDF jusqu’à 15 milliards d’euros. S’il venait à atteindre entre 15 et 30 milliards, le surplus serait financé par EDF pour 5 % puis par un prêt bonifié de l’État pour les 90 % restants.  Dans ce cas, si le LCOE augmentait, ce ne serait pas le cas du CfD, sauf si la responsabilité du dépassement ne peut être imputée à EDF ou ses fournisseurs (« legitimate grounds[4] »).

3. 100 €/MWh n’est pas le prix payé par les consommateurs

Un CfD à 100 €/MWh ne signifie pas davantage que les ménages paieront leur électricité 100 €/MWh.

Le prix de détail comprend aujourd’hui, pour un ménage au tarif réglementé, selon la CRE[5], le coût de la fourniture pour 40 % environ (achat/production de l’électricité, capacité, coûts commerciaux et rémunération du fournisseur), celui des réseaux pour 29 % (transport RTE et distribution Enedis/ELD, via le TURPE), et la fiscalité pour environ 31 % (principalement TVA et accise).

Concernant le coût de la partie « fourniture », l’électricité des EPR2 sera injectée dans un système comprenant de nombreuses autres installations : nucléaire existant[6], hydraulique, éolien, solaire, centrales thermiques etc. De manière pratique, la part « fourniture » du tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE)[7] est calculée à partir des prix de gros de l’électricité, auxquels s’ajoutent notamment les coûts de commercialisation et la rémunération du fournisseur. Sur le marché européen, le prix de gros à court terme est déterminé par le coût de production de la dernière centrale nécessaire pour satisfaire la demande, appelée « centrale marginale ». Lorsque cette centrale fonctionne au gaz, par exemple, son coût de production détermine le prix payé à l’ensemble des producteurs sur ce marché, y compris ceux dont les coûts sont plus faibles, comme le nucléaire. Pour calculer le TRVE, la CRE utilise principalement les prix des marchés à terme, qui anticipent ces prix de gros et permettent de lisser leurs fluctuations sur plusieurs mois.

La partie fourniture du tarif réglementé reflète donc les coûts d’approvisionnement sur les marchés. Il ne reflète pas les coûts réels de production du parc nucléaire français. Il ne reflète pas non plus le montant des compléments de rémunération qui sont directement versés aujourd’hui par l’État aux producteurs d’énergies renouvelables. Dans le cas des EPR2, c’est aussi l’État qui prendra en charge le coût du CfD si le prix de référence de l’électricité sur le marché de gros est inférieur au prix d’exercice (et en recevra le bénéfice dans le cas contraire).

Concernant la partie réseaux du TRVE, le Turpe payé par les ménages a augmenté de 7,7 % en 2025 puis de 3,04 % en 2026[8], soit près de 11 % en deux ans. À plus long terme, la CRE estime que les investissements de RTE et d’Enedis devraient entraîner une progression du Turpe résidentiel d’environ 1 % par an au-dessus de l’inflation (soit 0,3 % de la facture globale) jusqu’en 2040[9] ceci afin d’accompagner l’électrification, de raccorder les nouvelles productions ( renouvelables en particulier), et d’adapter les infrastructures au changement climatique.

Concernant les taxes payées par le consommateur, on notera qu’elles sont malheureusement toujours aujourd’hui, selon l’UFE[10], deux fois plus élevées que celles sur le gaz et le fioul. Ceci constitue aujourd’hui toujours un véritable frein à l’électrification des usages.

4. 100 €/MWh : est-ce compétitif ?

Deux technologies affichant un CfD de 100 €/MWh, avec potentiellement même des conceptions différentes, ne rendent pas nécessairement le même service au système électrique.

Le solaire et l’éolien produisent en fonction des conditions météorologiques. Leur intégration nécessite, à mesure que leur part augmente, des réseaux, des interconnexions, des flexibilités, du stockage ou des moyens pilotables permettant d’assurer à tout instant l’équilibre entre production et consommation. Le nucléaire a d’autres caractéristiques qui ont une grande valeur pour le réseau : sa production est pilotable, et il fournit des services de gestion de la tension et de la fréquence au réseau.

On peut être tenté de comparer le niveau envisagé pour l’EPR2 avec celui demandé pour d’autres nouvelles capacités, mais ce type de comparaison ne rend pas compte des écarts entre les valeurs[11] que chacun de ces actifs apporte effectivement au système (en particulier en lien avec l’intermittence de la capacité disponible).  Dans l’appel d’offres français AO10, lancé en 2026 pour environ 10 GW d’éolien en mer répartis entre onze projets, le Gouvernement a fixé un objectif de prix moyen pondéré inférieur à 100 €/MWh (certains pourront être au-dessus, d’autres en dessous), sous forme de contrats de complément de rémunération. Pour autant, cela ne signifie pas que nucléaire et éolien offshore coûtent la même chose à périmètre équivalent, ni qu’ils apportent la même valeur au système électrique. La CRE[12] estime à environ 20 Md€ le raccordement des 11 projets de l’AO10, qui est pris en charge par le TURPE et n’est donc pas inclus dans les coûts couverts par les contrats de complément de rémunération. Plus généralement, elle estime que le raccordement peut représenter 35 à 40 % du coût total des parcs éoliens en mer posés, soit environ 30 à 40 €/MWh supplémentaires à prendre en compte dans le coût pour le système.

La compétitivité des EPR2 ne peut s’apprécier que via une analyse du coût du système électrique global, en comparant un monde dans lequel ils sont construits et un monde dans lequel ils ne le sont pas, à cadre équivalent (même niveau de sécurité d’approvisionnement, même niveau d’émissions de CO2, etc.). C’est par exemple l’objet de l’étude Futurs Energétiques 2050 de RTE (actuellement en cours d’actualisation), dont la première version publiée en 2021 concluait que le recours aux EPR2 permet de maintenir des coûts complets de production maîtrisés à l’horizon 2050, inférieurs à ceux des trajectoires 100 % renouvelables qui nécessitent beaucoup plus d’infrastructures de stockage et de flexibilité. ■