Le nucléaire dans l'électricité française : quelle part, quel effet sur votre facture ?

Deux tiers. C'est la part de l'électricité française qui sort, encore aujourd'hui, des réacteurs nucléaires. Le chiffre n'a rien d'un slogan : RTE, le gestionnaire du réseau de transport, le confirme année après année. Reste à savoir ce que cette domination change vraiment sur le prix du marché, et surtout sur la ligne qui vous intéresse, le montant en bas de votre facture en 2026.

Deux tiers du courant, et un kWh très peu carboné

Les bilans électriques de RTE situent le nucléaire autour de 67 à 68 % de la production en 2024 et 2025. En volume, cela représente un peu plus de 360 térawattheures (TWh) en 2024, en nette hausse après les années 2022-2023 : à l'époque, des arrêts pour maintenance et un problème de corrosion sous contrainte avaient immobilisé une partie du parc.

Le solde se partage entre l'hydroélectricité — de 11 à 14 % selon la pluviométrie de l'année —, l'éolien, le solaire, et quelques centrales à gaz qui n'interviennent qu'à la marge. Trois repères pour mesurer le poids du nucléaire :

• Le parc compte 57 réacteurs répartis sur 18 sites.
• L'EPR de Flamanville, raccordé au réseau fin décembre 2024 et monté en puissance courant 2025, a porté la puissance nucléaire installée autour de 63 gigawatts (GW).
• La France reste exportatrice nette d'électricité, le nucléaire et l'hydraulique fournissant l'essentiel de ce solde.

De cette domination découle une particularité française : un kWh très bas carbone. Un réacteur n'émet quasiment pas de CO₂ en fonctionnement. Ajoutez-y l'hydraulique, et les émissions du kWh français passent nettement sous la moyenne européenne. Même les adversaires de la filière le concèdent ; leur procès porte ailleurs, sur le coût, la sûreté, les déchets.

Pourquoi ce parc amortit les chocs de prix

L'atout économique tient à la structure des coûts. Réacteur construit et amorti, l'uranium ne pèse qu'une fraction modeste du prix de production. Ce qui compte, c'est l'investissement de départ et la maintenance, pas le cours de la matière première — l'inverse exact du gaz, dont chaque soubresaut se répercute sur la facture.

La Commission de régulation de l'énergie (CRE) chiffre le coût complet de production du parc existant, EPR de Flamanville inclus, entre 57 et 61 €/MWh pour la période 2026-2040. Repère officiel précieux — à condition de ne pas le confondre avec le prix de marché de gros, qui peut s'envoler bien au-dessus lors des pics hivernaux, quand ce sont les centrales à gaz qui fixent le tarif.

Un parc largement nucléaire amortit les chocs de prix du gaz, mais ne les efface pas : le marché de gros européen reste interconnecté, indexé sur les moyens de production les plus chers appelés à l'instant T.

Bas carbone et stable ne signifie pas gratuit, loin de là. Bâtir du neuf coûte une fortune. Le budget de l'EPR de Flamanville est passé d'environ 3,3 milliards d'euros annoncés à plus de 13 milliards en euros courants à l'achèvement — au-delà de 20 milliards selon le périmètre et l'actualisation retenus. On creuse ce dérapage dans notre décryptage sur le coût et le calendrier des nouveaux EPR.

L'ARENH s'est éteinte le 31 décembre 2025

Pendant plus de dix ans, un sigle a façonné le prix de l'électricité : l'ARENH, pour Accès régulé à l'électricité nucléaire historique. Il forçait EDF à céder à ses concurrents une part de sa production nucléaire à prix fixe et avantageux, 42 €/MWh, pour que tout le monde profite du faible coût du parc historique, quel que soit son fournisseur.

Terminé. Depuis 2026, toute la production d'EDF se valorise au prix de marché de gros. Pour éviter une flambée, l'État a installé un nouveau garde-fou, le Versement nucléaire universel (VNU) :

Le VNU ne se met en route qu'au-dessus de certains seuils de prix. Tant que le marché de gros reste sage — c'est le cas, grâce à l'abondance d'électricité décarbonée — il dort. Un filet de sécurité, pas un tarif garanti. Ce basculement prolonge le mouvement décrit dans notre article sur la fin des tarifs réglementés du gaz et de l'électricité.

Pourquoi un courant bon marché ne fait pas une facture bon marché

Voici ce qu'on oublie presque toujours : la part « énergie » ne fait pas toute la facture. Au tarif réglementé, la fourniture — l'électricité elle-même — pèse grosso modo 40 à 45 % du total. Le reste se répartit ailleurs.

• L'acheminement (TURPE) : environ un quart de la note. Il rémunère l'usage des réseaux RTE et Enedis, suit un tarif fixé par la CRE, identique chez tous les fournisseurs. Ce n'est pas une taxe.
• Les taxes : la TVA, l'accise sur l'électricité (l'ex-TICFE) et la CTA pèsent ensemble une part lourde, de l'ordre de 30 %.

Faites le calcul : même avec une électricité produite à coût maîtrisé, plus de la moitié de votre facture dépend des réseaux et de la fiscalité, deux postes sur lesquels le mode de production n'a aucune prise. Voilà pourquoi une baisse du prix de gros ne se traduit jamais par une baisse proportionnelle de ce que vous payez.

Pour 2026 et 2027, les pouvoirs publics misent sur des prix relativement stables, précisément parce que l'électricité française décarbonée se négocie bas sur le marché de gros. La projection reste fragile : une tension géopolitique sur le gaz, un hiver rigoureux, un parc nucléaire moins disponible, une fiscalité qui bouge, et la facture repart. Le mode de production, lui, ne se lit pas sur votre compteur — on l'explique dans notre mise au point sur les idées reçues autour du compteur Linky.

Trois questions que le prix laisse de côté

S'arrêter au prix serait une facilité. Trois dossiers méritent d'être posés à plat, sans les dramatiser ni les balayer.

Les déchets. Les plus radioactifs et à vie longue ont vocation à être enfouis dans Cigéo, le projet de stockage géologique profond de Bure. En décembre 2025, l'Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR, née de la fusion de l'ASN et de l'IRSN) a rendu un avis technique jugeant la démonstration de sûreté satisfaisante au stade de la demande de création. La mise en service n'est pas attendue avant 2035-2040, pour un coût réévalué dans une fourchette large, plusieurs dizaines de milliards d'euros. Ces dépenses futures sont en partie provisionnées ; leur montant exact, lui, reste une inconnue.

La flexibilité. Le nucléaire produit un fond stable mais s'ajuste mal aux pointes de consommation. C'est là qu'entre en scène l'hydraulique, en particulier les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP). Le principe : pomper l'eau vers un réservoir haut quand l'électricité abonde, la turbiner aux heures de pointe. La France en exploite quelques-unes, pour une puissance de l'ordre de 5 GW et un rendement de 70 à 80 %. On perd une part de l'énergie au passage, mais c'est aujourd'hui le seul stockage de masse réellement mûr.

L'âge du parc. La plupart des réacteurs datent des années 1980. Les prolonger au-delà de 40, voire 50 ans, exige des investissements lourds et un contrôle continu de l'ASNR. La filière joue donc une partie de long terme : faire durer l'existant tout en bâtissant du neuf, dans des délais et à des coûts qui ont jusqu'ici régulièrement dérapé.

Un atout réel, pas un chèque en blanc

Le nucléaire offre à la France un courant bas carbone et un coût de production peu sensible au prix des combustibles : c'est ce qui amortit les chocs sans pour autant décrocher le pays du marché européen. Mais le verdict ne s'arrête pas là. La production ne représente qu'une minorité de la facture, dominée par les réseaux et les taxes. Et la stabilité affichée pour 2026-2027 cohabite avec de vraies zones d'ombre : prix des futurs réacteurs, gestion des déchets sur des décennies, vieillissement du parc, aléas du marché. Surveillez le coût des EPR à venir : c'est là, plus que dans le prix du kWh d'aujourd'hui, que se jouera votre facture de demain.