Nucléaire français :
le bouclier énergétique qui protège la France — et ses limites

Mise à jour — 12 avril 2026. Les pourparlers d'Islamabad ont échoué le 12 avril. Trump a annoncé un blocus naval US d'Ormuz. Les prix du gaz en Europe restent élevés — le détroit est effectivement fermé. EDF a produit 104 TWh au premier trimestre 2026, en hausse de 1 TWh par rapport à 2025. Mais l'EPR de Flamanville, à peine raccordé, sera mis à l'arrêt en septembre 2026 pour un an de maintenance — et l'été caniculaire menace les 38 réacteurs en bord de fleuve.

Depuis le début de la guerre en Iran, le 28 février 2026, le gaz naturel européen a bondi de plus de 110 %. Les factures d'énergie flambent de l'Allemagne à l'Italie. La France, elle, exporte son électricité à ses voisins en battant des records. Derrière cet avantage, un choix fait il y a cinquante ans — et un pari qui n'est pas sans failles.

92 TWh exportés en 2025 : un record porté par le nucléaire

En 2025, la France a exporté 92,3 TWh d'électricité vers ses voisins européens — un record qui dépasse les 89 TWh de 2024 et les 76 TWh de 2002. Ces exportations ont rapporté 5,4 milliards d'euros.

Les principaux acheteurs : l'Italie (26,2 TWh), l'Allemagne (23,1 TWh), la Belgique (23,1 TWh), le Royaume-Uni (22,6 TWh) et la Suisse (20,1 TWh). Ces cinq pays absorbent la quasi-totalité du surplus électrique français.

La raison tient en un chiffre : 95 % de l'électricité française provient de sources bas-carbone, dont 60 à 70 % du nucléaire seul. La production nucléaire a atteint 373 TWh en 2025, en hausse de 3,1 % sur un an, portée par la remise en service progressive du parc après les arrêts pour corrosion sous contrainte de 2022-2023.

Pourquoi la France paie 30 €/MWh de moins que l'Allemagne

Sur les contrats à terme 2026-2027, l'électricité française se négocie autour de 57 €/MWh, contre 92,5 en Allemagne et 97 en Italie. Un écart de plus de 30 €/MWh en faveur de la France — un fossé que la crise d'Ormuz a creusé.

Le mécanisme est direct. L'Allemagne, sortie du nucléaire en avril 2023, produit encore plus de 20 % de son électricité au charbon et près de 16 % au gaz naturel. Quand le prix du gaz TTF européen passe de 32 à 74 €/MWh — soit +130 % depuis le début du conflit —, le coût marginal des centrales à gaz allemandes suit. Le nucléaire français, lui, fonctionne à l'uranium, dont le coût ne représente qu'une fraction du prix du kilowattheure et dont l'approvisionnement ne transite pas par le détroit d'Ormuz.

Le paradoxe : l'Allemagne achète ce qu'elle a choisi de ne plus produire

En 2025, l'Allemagne a importé 23,1 TWh d'électricité nucléaire française — contre 15,7 TWh en 2024, soit une hausse de 47 %. Le pays qui a fait de la sortie du nucléaire un pilier politique achète en quantité croissante l'électricité produite par les réacteurs de ses voisins.

La crise d'Ormuz a rappelé que la dépendance au gaz est une vulnérabilité géopolitique. L'Allemagne l'avait appris avec le gaz russe en 2022. Elle le réapprend avec le GNL en 2026 : les stocks européens de gaz sont tombés à 29,2 %, sept points sous le niveau de l'année précédente, tandis que 20 à 25 % de l'approvisionnement mondial en GNL reste bloqué derrière Ormuz.

La Belgique, qui importe 5,8 milliards de dollars de GNL qatari par an, et l'Italie, dont le commerce annuel avec les pays du Golfe atteint 9,8 milliards d'euros, partagent cette vulnérabilité. Pour ces pays, l'électricité nucléaire française est devenue un filet de sécurité.

Un atout qui vieillit — et un été qui menace

L'avantage est réel, mais pas éternel. Les 57 réacteurs français ont en moyenne plus de 35 ans. Les quatrièmes visites décennales des réacteurs de 1 300 MW ont commencé à Paluel, en Normandie, pour déterminer si ces installations peuvent fonctionner au-delà de 40, voire 60 ans.

L'EPR de Flamanville, réacteur le plus puissant du parc avec 1 669 MW atteints le 14 décembre 2025 — après dix-sept ans de chantier — sera mis à l'arrêt en septembre 2026 pour sa première grande révision, d'une durée d'environ un an. Un réacteur à peine rodé, déjà en maintenance.

Mais c'est l'été qui constitue la menace la plus immédiate. 38 réacteurs sont situés en bord de fleuve et dépendent du débit d'eau pour leur refroidissement. En 2022, cinq centrales avaient obtenu des dérogations pour rejets thermiques. En 2025, Golfech a été arrêté en juillet. Avec un Super El Niño probable et un été caniculaire attendu, l'équation est circulaire : plus il fait chaud, plus on consomme d'électricité pour la climatisation, et moins les centrales peuvent en produire.

EDF vise 350 à 370 TWh de production nucléaire en 2026. Au premier trimestre, 104 TWh ont été produits — en avance sur 2025. Mais la seconde moitié de l'année sera le vrai test.

La relève : EPR2 et la PPE 2026-2035

Pour assurer l'avenir du bouclier, le programme EPR2 prévoit six nouveaux réacteurs sur les sites de Penly, Gravelines et Bugey — trois paires, avec une option pour huit réacteurs supplémentaires. La Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) 2026-2035, adoptée début 2026, fixe un objectif de production nucléaire de 380 à 420 TWh par an entre 2030 et 2035.

L'enjeu dépasse la France. Si le nucléaire maintient l'avantage français à 30 €/MWh sous les prix allemands, c'est aussi un levier de politique étrangère. L'électricité exportée est un outil d'influence — et un argument dans les négociations européennes sur l'énergie, la défense et le climat. La diversité du mix énergétique n'est pas un luxe, c'est une assurance. La crise d'Ormuz en est la preuve vivante.

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Sources : SFEN — Record export 2025, EDF — Production nucléaire, RTE, NEI Magazine — PPE 2026-2035, DG Trésor.