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Vendre une centrale nucléaire, c’est vendre un objet que le client gardera soixante ans. Le fournisseur qui l’emporte impose ses normes, ses sous-traitants et son combustible pour deux générations. Les industriels français ont gagné ce type de contrat sur quatre continents entre 1970 et 1990. En Europe, ils viennent d’en perdre trois d’affilée.
La Commission européenne a ouvert le 25 mars 2026 une enquête formelle sur le financement public du programme EPR2, la version simplifiée de l’EPR qu’EDF veut construire en six exemplaires en France. Bruxelles doit autoriser toute aide publique versée à une entreprise, faute de quoi celle-ci fausserait la concurrence dans le marché unique. La règle s’applique à un constructeur automobile comme à un électricien. Deux dispositifs sont examinés : un prêt de l’État à taux inférieur à ceux du marché, et un contrat garantissant à EDF un prix de vente minimal pendant quarante ans, l’État comblant l’écart si le cours de l’électricité tombe en dessous. Tant que la décision n’est pas rendue, Paris ne peut pas verser un euro dans ces conditions.
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Le conseil d’administration d’EDF avait arrêté trois mois plus tôt, en décembre 2025, le coût prévisionnel de ces six réacteurs : 72,8 milliards d’euros en valeur 2020, au-dessus de l’évaluation précédente. Aucun n’a fait l’objet d’une décision définitive de construction. Rien n’a commencé à Penly, en Seine-Maritime, où doivent sortir de terre les deux premières unités.
Le réacteur qu’EDF propose à ses clients étrangers est celui-là même dont il attend l’autorisation de financement en France. Ses concurrents se présentent devant les acheteurs sans ce handicap. L’électricien coréen Korea Hydro & Nuclear Power exploite vingt-six réacteurs dans son pays et vient d’en vendre deux à Prague ; l’américain Westinghouse a mis en service deux tranches neuves à Vogtle, en Géorgie, en 2023 et 2024.
La France, elle, a bâti sa réputation d’exportateur avec la centrale de Koeberg, livrée à l’Afrique du Sud en 1984, celle de Daya Bay vendue à la Chine en 1987, et les licences de sa technologie cédées à la Corée du Sud et au Japon dans les années 1970. Le dernier réacteur construit sur le sol français, Flamanville 3, a été raccordé au réseau en décembre 2024, douze ans après la date promise en 2007 et pour un coût plusieurs fois supérieur au devis. Chaque exploitant étranger consulté depuis dix ans a demandé des comptes sur ce chantier.
Ce que 92,3 TWh ne disent pas
La France a vendu en 2025 à ses voisins 92,3 térawattheures d’électricité de plus qu’elle ne leur en a acheté, selon le bilan publié par RTE, gestionnaire du réseau à haute tension. Un térawattheure couvre la consommation annuelle d’environ 200 000 foyers. Le précédent record remontait à 2024, avec 89 TWh ; l’ancien sommet, atteint en 2002, plafonnait à 76 TWh.
Des fissures apparues à partir de 2021 sur des tuyauteries de sécurité, les circuits chargés d’injecter de l’eau dans le réacteur en cas d’incident, avaient contraint EDF à mettre à l’arrêt une partie de son parc. La France avait alors acheté plus d’électricité qu’elle n’en vendait, en 2022, pour la première fois depuis 1980. La production totale s’est établie à 547,5 TWh en 2025, dont 521 TWh sans émissions de carbone, soit 95 % du total. Le nucléaire à lui seul a fourni 373 TWh.
Ces ventes ont rapporté 5,4 milliards d’euros en 2025, contre 1 à 3 milliards par an entre 2002 et 2019, d’après les analyses publiées notamment par la Société française d’énergie nucléaire et par Le Monde. Le mégawattheure exporté s’est négocié autour de 59 euros, très près du prix de gros français pour une livraison le lendemain, établi à 61 euros sur l’année. Les excédents n’ont donc pas été bradés dans l’urgence pour éviter d’arrêter des réacteurs.
Voilà pour les électrons. Un térawattheure vendu à l’Italie ou à l’Allemagne ne déclenche aucune commande de centrale et n’engage l’acheteur au-delà de la journée de livraison. Les 5,4 milliards encaissés l’an dernier rémunèrent cinquante-sept réacteurs mis en service pour l’essentiel entre 1978 et 1999, à l’époque où Framatome vendait aussi ses plans à Séoul.
Sizewell C, cinq milliards de livres garantis
Le gouvernement britannique a confirmé le 4 novembre 2025 le financement de Sizewell C, centrale de deux EPR implantée dans le Suffolk, sur la côte est de l’Angleterre. EDF y est à la fois actionnaire et fournisseur. Bpifrance Assurance Export, l’organisme public qui couvre les entreprises françaises contre les risques de leurs contrats à l’étranger, a garanti un prêt de 5 milliards de livres sterling, environ 5,68 milliards d’euros, destiné à payer les commandes passées au groupe et à ses filiales sur le chantier.
Treize banques et la SFIL, établissement public spécialisé dans le financement des grands contrats à l’export, prêtent l’argent. L’État français couvre 4,7 milliards de livres, soit environ 5,34 milliards d’euros, si l’emprunteur fait défaut, si le chantier est bloqué par une décision politique ou par une catastrophe naturelle.
Framatome, Edvance et Arabelle Solutions, qui fabrique à Belfort les turbines transformant la vapeur en électricité, travailleront sur le site aux côtés d’EDF. Le chantier prolonge celui d’Hinkley Point C, dans le Somerset, engagé en 2018 pour le même client. Londres reste le seul gouvernement occidental à avoir commandé quatre réacteurs français depuis 2016.
Sans les 5,34 milliards d’euros de garantie publique, aucune banque n’aurait prêté à ces conditions. Le montage financier a pesé dans la décision britannique autant que les caractéristiques du réacteur. Les acheteurs sud-africains ou chinois des années 1980 signaient sur la technologie et sur le prix.
Prague a signé coréen, Varsovie américain
Korea Hydro & Nuclear Power a paraphé le 4 juin 2025 le contrat définitif portant sur deux réacteurs à Dukovany, en Moravie du Sud, pour environ 16 milliards d’euros (18,6 milliards de dollars selon les sources coréennes et d’agence). EDF concourait sur le même appel d’offres. Séoul a présenté l’opération comme son premier contrat nucléaire à l’export depuis seize ans, après celui décroché en 2009 aux Émirats arabes unis pour la centrale de Barakah, dont les quatre réacteurs fonctionnent aujourd’hui.
L’électricien coréen repart de Prague avec une référence européenne, un carnet de commandes rempli jusqu’aux années 2030 et un argument de prix opposable à l’EPR sur tout le continent. Sa technologie descend d’un modèle américain dont la Corée du Sud a acheté la licence dans les années 1980, quand elle achetait aussi du savoir-faire français.
Bruxelles a ouvert le 22 décembre 2025 une enquête sur les aides publiques tchèques, selon la même procédure qui vise depuis mars le programme français. La Commission examine un prêt d’État à taux réduit évalué entre 23 et 30 milliards d’euros, une garantie de prix sur quarante ans et un mécanisme d’indemnisation en cas de revirement politique de Prague. Rien de tout cela ne remet en cause la signature avec KHNP.
Sur la côte balte polonaise, à Lubiatowo-Kopalino, Westinghouse et Bechtel ont été retenus pour la première centrale nucléaire du pays. La Commission a validé le soutien public polonais en décembre 2025. Paris suit le dossier de près, sans y avoir décroché la moindre part de marché.
Les mécanismes financiers instruits à Prague et validés à Varsovie ressemblent trait pour trait à ceux que Bruxelles épluche depuis mars dans le dossier français. Les concurrents de la France ont obtenu leur autorisation avant elle, et construiront donc avant elle.
En Inde, le projet de six EPR à Jaitapur, dans le Maharashtra, fait l’objet de discussions avec l’exploitant public NPCIL depuis plus de dix ans. EDF y a déposé une offre chiffrée et engageante. En avril 2026, l’électricien français et NTPC, premier producteur d’électricité indien, ont signé un accord de principe pour étudier d’autres implantations d’EPR dans le pays. Un accord de principe n’oblige personne à acheter, et le terrain de Jaitapur attend toujours sa première coulée de béton.
Nuward a perdu deux ans et deux marchés
EDF a abandonné en 2024 les plans de Nuward, son petit réacteur modulaire, après avoir constaté des difficultés importantes sur le concept d’origine. Ces machines, dix fois moins puissantes qu’un EPR, doivent être fabriquées en usine puis assemblées sur site, ce qui promet des délais courts et des coûts maîtrisés. Nuward avait été présenté en 2019 comme l’offre française pour les pays dont les réseaux électriques sont trop petits pour absorber un réacteur de 1 600 mégawatts.
Fin 2024, TechnicAtome a quitté le projet. La société d’Aix-en-Provence conçoit les chaufferies nucléaires miniaturisées des sous-marins et du porte-avions français, l’expérience industrielle la plus proche de ce qu’exige un réacteur modulaire.
EDF a relancé une version remaniée en 2025, plus standardisée et plus facile à faire approuver par les autorités de sûreté. Deux appels d’offres européens ont été attribués entre-temps.
En Suède, l’électricien public Vattenfall a retenu le britannique Rolls-Royce SMR pour le projet développé près du site de Ringhals, sur la côte ouest, dans le cadre pro-nucléaire adopté par le gouvernement d’Ulf Kristersson. En Pologne, le premier projet de petit réacteur, à Włocławek, s’est tourné vers un modèle de l’américain GE Hitachi. Deux marchés attribués, aucun fournisseur français.
Aucun exemplaire de SMR français n’est commandé à ce jour, ni en France ni ailleurs. Rolls-Royce SMR avait d’abord été choisi par le gouvernement britannique pour son programme national, ce qui lui a donné devant Vattenfall la référence dont Nuward ne disposait pas.
Ringhals achète français, mais du combustible
Framatome a signé en mars 2026 deux contrats de longue durée avec Vattenfall Nuclear Fuel pour livrer du combustible aux centrales suédoises de Forsmark et de Ringhals à partir de 2028. Le combustible, ce sont les faisceaux de barres d’uranium chargés dans la cuve du réacteur et remplacés tous les douze à dix-huit mois. Le même site de Ringhals avait écarté Nuward quelques mois plus tôt.
Livraison de combustible, maintenance, expertise de sûreté, modernisation d’installations vieillissantes, systèmes de pilotage : ces prestations maintiennent les industriels français chez les exploitants européens quand les réacteurs leur échappent. Elles se signent sans conférence de presse commune ni déplacement présidentiel.
La Société française d’énergie nucléaire chiffre à plusieurs milliards d’euros l’activité internationale de la filière, dont une majorité d’entreprises déclarent vendre à l’étranger. Team France Export, dispositif public d’accompagnement des exportateurs, cite dans son édition 2026 sept marchés porteurs : Royaume-Uni, Inde, Finlande, Pologne, Suède, République tchèque et Émirats arabes unis. Quatre de ces pays ont confié leurs réacteurs neufs à des constructeurs américains, coréens ou britanniques.
Vendre le combustible d’un réacteur conçu par un autre rapporte de l’argent sur quinze ans. Mais les règles de sûreté, les plans et la liste des fournisseurs agréés sont fixés par celui qui a construit la machine, pour toute sa durée de vie, soit soixante ans dans le cas des réacteurs polonais de Westinghouse. Framatome livrera de l’uranium en Suède ; Rolls-Royce y écrira le cahier des charges.
1 800 tonnes d’uranium bloquées à Arlit
Avant d’être transformé en combustible, l’uranium doit être extrait. Les autorités nigériennes ont annulé le 18 mai 2026 la concession minière d’Arlit, accordée en 1968 au Commissariat à l’énergie atomique puis exploitée par Orano dans le nord du pays. Niamey a créé dans la foulée une société d’État chargée d’en reprendre l’exploitation, désignée selon plusieurs sources sous l’acronyme TSUMCO. La Somaïr, filiale locale du groupe français, avait déjà été nationalisée en 2025. Cinquante-huit ans de présence française sur le gisement se sont refermés par décret.
Le gouvernement nigérien invoque des griefs financiers, dont le non-paiement allégué de certaines redevances. Orano poursuit la procédure devant les instances d’arbitrage internationales.
Depuis la nationalisation, pas un kilogramme d’uranium nigérien n’a quitté le pays. Plus de 1 800 tonnes de minerai transformé en poudre, évaluées à environ 380 millions de dollars, restent stockées sur place : aucun acheteur n’accepte de braver l’ordonnance obtenue par Orano auprès du tribunal arbitral de la Banque mondiale, qui interdit toute revente à un tiers. Les estimations antérieures parlaient de 1 000 tonnes et de 250 millions d’euros ; elles sont dépassées.
Un vendeur de réacteurs ne vend jamais le seul réacteur. KHNP et Westinghouse promettent à leurs clients un approvisionnement en uranium garanti sur toute la durée d’exploitation, argument décisif pour des pays d’Europe centrale qui cherchent à se défaire du russe Rosatom, longtemps leur unique fournisseur. Orano s’est repositionné en Mongolie, avec un accord annoncé début 2025 sur le gisement de Zuuvch Ovoo, dans le désert de Gobi, et prospecte d’autres gisements en Afrique australe et en Asie centrale. Le groupe augmente en parallèle ses capacités d’enrichissement au Tricastin, dans la Drôme, où l’uranium est préparé avant d’entrer dans un réacteur.
Ce qu’Orano reconstitue dans le Gobi et dans la Drôme, il le reconstitue pour tenir devant des concurrents qui, eux, n’ont jamais perdu leur mine.
La décision définitive sur les six EPR2 doit tomber avant le 31 décembre 2026. Elle sera prise sous l’enquête ouverte par Bruxelles le 25 mars, sur la base d’un devis de 72,8 milliards d’euros, sans l’uranium d’Arlit, et deux ans après la signature coréenne à Dukovany.
