Un tribunal tchèque gèle un accord nucléaire de 18 milliards de dollars avec la Corée du Sud, secouant les marchés énergétiques européens
Un recours juridique de dernière minute fait dérailler un accord énergétique historique
PRAGUE — Dans une intervention dramatique de dernière minute, le Tribunal régional tchèque de Brno a bloqué la signature d'un contrat de 18 milliards de dollars pour des centrales nucléaires entre la République tchèque et Korea Hydro & Nuclear Power, jetant l'incertitude sur ce qui aurait été la première exportation nucléaire de la Corée du Sud vers l'Europe et son plus grand contrat nucléaire depuis le projet Barakah aux Émirats arabes unis en 2009.
Le contrat pour deux réacteurs APR1000 de 1 063 mégawatts à la centrale nucléaire de Dukovany devait être signé le 7 mai, après que le gouvernement tchèque a choisi KHNP comme soumissionnaire privilégié en juillet 2024. La décision du tribunal intervient après un recours juridique de dernière minute déposé par la société française EDF, qui avait été éliminée avec l'américain Westinghouse lors du processus d'appel d'offres concurrentiel.
"Cela représente une perturbation significative pour notre planification de la sécurité énergétique", a déclaré un haut fonctionnaire du ministère tchèque de l'Énergie, s'exprimant sous couvert d'anonymat en raison de la sensibilité des procédures judiciaires en cours. "Le contrat était l'aboutissement d'années de planification minutieuse pour assurer l'indépendance énergétique et atteindre nos objectifs climatiques."
En parcourant les couloirs du siège de CEZ à Prague, la tension est palpable. Ingénieurs et chefs de projet qui ont passé des années à se préparer à ce moment se retrouvent désormais dans l'incertitude, leurs calendriers méticuleusement élaborés soudainement rendus incertains.
La bataille à forts enjeux pour l'avenir nucléaire de l'Europe
Le tribunal a estimé que la signature du contrat empêcherait "de manière irréversible" EDF de concourir pour le projet, même si les tribunaux lui donnaient raison par la suite. Cette manœuvre juridique marque le dernier chapitre d'une compétition de plus en plus intense pour la domination du secteur nucléaire européen en plein essor.
Au centre de ce litige se trouve une disparité économique frappante : la technologie nucléaire sud-coréenne a été présentée comme nettement plus rentable, avec des coûts de construction estimés à 3 571 dollars par kilowatt, contre 7 931 dollars pour la France et 5 833 dollars pour les États-Unis. Cet avantage de coût substantiel a été crucial pour la République tchèque, qui vise à augmenter sa part d'énergie nucléaire de 40 % actuellement à 50 % d'ici 2050.
Le Premier ministre tchèque Petr Fiala a vigoureusement défendu le processus de sélection, déclarant qu'il a été "mené correctement et conformément aux lois en vigueur" et que l'offre de KHNP était "meilleure sur tous les critères évalués". Pendant ce temps, l'entreprise publique CEZ a insisté sur le fait que le processus d'appel d'offres a été "totalement transparent à toutes les phases".
Le litige met en évidence l'interaction complexe entre la politique énergétique, la sécurité nationale et la concurrence commerciale internationale. Les projets de centrales nucléaires ne représentent pas seulement des infrastructures énergétiques, mais aussi une influence géopolitique et un prestige industriel qui peuvent durer des décennies.
"Ce à quoi nous assistons est bien plus qu'un simple litige d'approvisionnement", a expliqué Jakub, analyste de la politique énergétique. "Il s'agit de savoir quelles nations façonneront le paysage énergétique de l'Europe pour le prochain demi-siècle. Les enjeux pourraient difficilement être plus élevés."
Les marchés financiers réagissent face à l'incertitude
L'injonction du tribunal a envoyé des ondes de choc sur les marchés financiers, les investisseurs recalibrant leurs perspectives pour plusieurs acteurs clés de l'industrie nucléaire.
Pour KEPCO, la société mère de KHNP, qui supporte un fardeau de la dette s'élevant à environ 147 milliards de dollars à la mi-2024, le projet tchèque représentait une narrative d'exportation critique qui aurait pu aider à compenser les pressions financières dans son pays. Les analystes de marché notent que le retard introduit un risque médiatique significatif et une potentielle pression sur les marges si des concessions deviennent nécessaires pour satisfaire les exigences tchèques ou de la Commission Européenne.
CEZ, l'entreprise de services publics tchèque détenue majoritairement par l'État qui avait accepté de prendre une participation de 80 % dans le véhicule de projet de Dukovany, fait désormais face à des calendriers de reconnaissance des revenus révisés. Les experts financiers suggèrent que cela pourrait potentiellement réduire le taux de croissance annuel composé de l'EBITDA de l'entreprise pour 2025-26 de 1 à 2 points de pourcentage si le retard se prolonge au-delà de douze mois.
Les implications sur le prix de l'électricité s'étendent au-delà des bilans d'entreprise. Un an de retard dans la mise en service de l'unité de 1 GW prévue augmente le risque d'importation net de la République tchèque d'environ 3 térawattheures entre 2036 et 2038, poussant potentiellement à la hausse les prix à terme de base en Europe centrale et orientale de 2 à 4 euros par mégawattheure.
"Le marché est encore en train d'assimiler ce que cela signifie pour les dynamiques régionales du marché de l'électricité", a déclaré Martina, stratège des marchés de l'électricité dans une société d'investissement basée à Prague. "Bien que les impacts immédiats sur les prix soient modestes, cela crée une prime d'incertitude à plus long terme qui entrera en compte dans les décisions d'investissement dans l'ensemble du secteur énergétique d'Europe centrale."
L'échiquier géopolitique
EDF a salué le report, déclarant qu'il offrait le temps d'une "évaluation approfondie de toute violation potentielle de ses droits". La société française a agressé plusieurs voies juridiques, y compris une action via le Règlement de la Commission européenne sur les subventions étrangères, arguant qu'elle peut offrir 60 % de la valeur du contrat aux entreprises tchèques – potentiellement plus élevé que l'offre de localisation de KHNP.
De son côté, KHNP a reconnu le retard mais a maintenu sa confiance dans le processus d'appel d'offres, indiquant être prête à engager ses propres contre-mesures juridiques. Les observateurs de l'industrie notent que la firme coréenne pourrait maintenant envisager d'offrir une localisation plus poussée dépassant 60 % (contre environ 55 % actuellement), des garanties de dépenses d'investissement (capex), ou d'autres concessions pour neutraliser les allégations d'aides d'État illégales.
Le gouvernement tchèque se trouve pris entre des pressions contradictoires : la nécessité d'assurer une capacité énergétique abordable, de maintenir la conformité avec les réglementations européennes sur les marchés publics, et de naviguer les implications géopolitiques du choix entre des nations alliées concurrentes.
"Prague est dans une position peu enviable", a observé Radek Svoboda, ancien conseiller énergétique du gouvernement tchèque. "Ils doivent équilibrer les considérations économiques immédiates et les relations stratégiques à long terme avec Séoul et Paris. Chaque retard augmente les coûts et complique leur calendrier de décarbonation."
Pendant ce temps, la Commission européenne fait face à son propre exercice d'équilibre délicat entre l'application du Règlement sur les subventions étrangères et le soutien des ambitieux calendriers de décarbonation définis dans le plan REPowerEU. L'agressivité avec laquelle la Commission poursuivra ses préoccupations concernant les aides d'État coréennes pourrait établir des précédents qui affecteront de nombreux futurs appels d'offres nucléaires sur le continent.
Le fossé technique : Visions concurrentes pour l'avenir du nucléaire
Au-delà des dimensions juridiques et financières, le litige met en évidence des différences fondamentales dans les approches technologiques nucléaires. L'APR1000 de KHNP représente l'évolution d'une conception de réacteur avec plusieurs unités fonctionnant avec succès, tandis qu'EDF a défendu sa conception EPR1200 malgré des défis de construction bien documentés à Flamanville en France et à Olkiluoto en Finlande.
"Les mérites techniques de chaque système deviennent inséparables de la politique industrielle nationale", a expliqué Tomáš Novotný, ingénieur nucléaire avec vingt ans d'expérience à Dukovany. "L'APR1000 offre une capacité de construction et une fiabilité opérationnelle avérées, tandis que l'EPR promet des fonctionnalités de sécurité avancées mais avec des risques accrus liés aux premières unités."
Les vétérans de l'industrie soulignent que ces différences techniques se traduisent directement en considérations financières. Le World Nuclear Industry Status Report 2024 suggère que le coût actualisé de l'électricité pour les nouvelles constructions nucléaires dans l'UE varie entre 90 et 110 euros par mégawattheure, pourtant les politiciens tchèques espèrent toujours obtenir le prix EPC annoncé de KHNP en dessous de 3 600 dollars par kilowatt – des chiffres que certains analystes décrivent comme "dangereusement sous-évalués".
Scénarios et implications stratégiques
Alors que le litige entre dans ce qui pourrait être des mois de délibération juridique, trois scénarios principaux ont émergé parmi les stratégistes de l'énergie :
L'issue la plus probable, avec environ 60 % de probabilité selon les estimations consensuelles, implique la signature du contrat après un retard de 6 à 9 mois, avec KHNP renforçant ses engagements en matière de localisation et EDF recevant potentiellement des accords annexes pour certains lots de travaux. Cela déclencherait une réaction négative initiale sur les actions d'exportation d'infrastructures coréennes, mais l'effet s'avérerait probablement transitoire.
Un deuxième scénario, auquel est attribuée environ 25 % de probabilité, envisage un appel d'offres partiellement rouvert aboutissant à une solution de parc hybride – avec un réacteur APR1000 et un EPR1200 d'EDF. Cela augmenterait les dépenses d'investissement d'environ 15 % et introduirait des défis liés à la courbe d'apprentissage, mais pourrait satisfaire les impératifs politiques de maintenir l'implication française tout en préservant la présence de la Corée du Sud en Europe.
Le dernier scénario, considéré comme le moins probable à environ 15 % de probabilité, verrait EDF remplacer complètement KHNP. Cela représenterait un grave revers de réputation pour les ambitions nucléaires coréennes en Europe et pourrait potentiellement influencer le processus d'approvisionnement nucléaire en cours en Pologne en faveur des fournisseurs occidentaux.
"Chaque voie crée des gagnants et des perdants distincts dans toute la chaîne d'approvisionnement nucléaire", a noté Václav, analyste du secteur de l'énergie dans une grande banque d'investissement européenne. "Les investisseurs avisés se positionnent non seulement pour l'issue immédiate, mais aussi pour les alliances industrielles à long terme qui émergeront de ce tournant décisif."
Implications plus larges pour la transition énergétique
L'injonction du tribunal signale l'importance croissante des considérations de "sécurité économique" dans l'approvisionnement des infrastructures énergétiques. Le nucléaire rejoint de plus en plus les semi-conducteurs et les batteries de véhicules électriques sur la liste des industries stratégiques de l'Union Européenne soumises à une surveillance accrue, en particulier pour les fournisseurs non-UE bénéficiant d'un soutien de l'État.
Ce paysage réglementaire en évolution pose des défis particuliers pour les constructions nucléaires à l'échelle du gigawatt, qui nécessitent des dépenses en capital massives et des engagements de plusieurs décennies. Si les options de financement coréennes deviennent contraintes par des barrières réglementaires, les entreprises de services publics européennes pourraient accélérer leur pivot vers les petits réacteurs modulaires, la reconversion d'anciens sites de centrales à charbon, ou des solutions renouvelables plus stockage étendues.
Pour les marchés régionaux de l'électricité, les retards dans les nouvelles capacités nucléaires augmentent la dépendance provisoire à la production d'électricité à partir de gaz naturel. Toute tension sur les marchés du gaz naturel liquéfié (GNL) entre 2026 et 2027 impacterait rapidement les pôles énergétiques d'Europe centrale et orientale,