[Décryptage] Comment l’énergie nucléaire protège les consommateurs d’électricité de la crise iranienne

Face à la volatilité des marchés de l’énergie, le nucléaire joue un rôle central pour protéger les consommateurs. Sa forte disponibilité stabilise les prix, tandis que le Versement nucléaire universel garantit une redistribution des revenus en cas de crise durable.

« Le nucléaire se produit sur notre sol, il apporte donc de l’indépendance. Partout où on fournit de l’énergie, de l’électricité qui est produite à base de nucléaire, on est indépendant » déclarait le Président de la République le mardi 10 mars, à l’occasion du Sommet mondial de l’énergie nucléaire à Paris. La guerre en Iran et la hausse récente des prix du gaz ravivent les souvenirs de la crise de 2022, où la guerre en Ukraine avait entraîné un risque de rupture d’approvisionnement du gaz en Europe. À l’époque, la crise du gaz avait entraîné aussi une forte hausse des prix de l’électricité, en raison du rôle particulier joué par les centrales à gaz sur les marchés de gros.

Un tel phénomène est-il à craindre aujourd’hui ? Plusieurs facteurs indiquent que les consommateurs d’électricité n’ont pas à craindre, à ce stade, de hausse massive de leur facture

Une situation différente par rapport à 2022

La crise du gaz d’aujourd’hui est d’une bien moindre ampleur. L’Europe importe moins de 10 % de son GNL du Qatar et des Émirats arabes unis, et il n’y a pas de risque de rupture d’approvisionnement en gaz comparé à 2022, où le gaz venait principalement de Russie par pipeline. Ceci se reflète dans les prix des contrats à terme sur le gaz naturel européen[1] qui, malgré la hausse de 60 % depuis début mars, restent dans les 50€/MWh, bien en deçà des 340€/MWh atteints en août 2022.  À l’époque, les prix du gaz ne reflétaient plus le prix de la molécule mais le prix de la crainte de la défaillance.

Par ailleurs, la France est actuellement dans une situation d’abondance d’électricité, avec 547,5 TWh d’électricité produits en 2025. Le gouvernement a lancé en février un plan national d’électrification afin d’accompagner l’industrie, le bâtiment, les mobilités et le numérique. Ce plan pourra être une des réponses à la crise : « Partout où on électrifie nos mobilités pour rouler à l’électrique avec un électrique décarboné produit sur notre sol, on accroît notre indépendance et on réduit les conséquences des soubresauts géopolitiques dans nos économies », expliquait Emmanuel Macron lors du Nuclear Energy Summit.

En 2022, la France n’avait produit que 445TWh, du fait de l’indisponibilité d’un certain nombre de réacteurs nucléaires (corrosion sous contrainte) et d’une plus faible production hydroélectrique (niveau d’eau plus bas que la normale dans les rivières et les barrages). La France était importatrice d’électricité pour la première fois en 40 ans, En 2025, le parc nucléaire a retrouvé son niveau de production de 2019 et a atteint des importations record de 92 TWh.

Conséquence d’une forte production et d’une faible hausse de la consommation, les prix de gros^[2] en février 2026 étaient particulièrement bas à 46€/MWh, en deçà du coût complet de production du parc nucléaire, estimé par la CRE à 60€/MWh. Au 11 mars, le « Calendar 2027, contrat à terme d’électricité portant sur toute l’année 2027, est à 57€/MWh. D’une manière générale, les prix sur le marché français restent en 2026 très inférieurs à ceux de la plupart des pays voisins, avec un écart d’au moins 30€/MWh. La seule exception est l’Espagne dont les prix à terme sont similaires à ceux constatés en France.

Les consommateurs ne payent pas les prix de gros de court terme

Les ménages, ainsi que les petits professionnels, entreprises ou collectivités, bénéficient d’une très grande stabilité sur les prix de l’électricité via les offres à prix fixe et les tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE). Ces tarifs sont fixés chaque année sur proposition de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Les TRVE actuels ont été fixés au 1er février 2026 et verront leur « part énergie » évoluer seulement le 1er février 2027. Les consommateurs, s’ils ne sont pas au TRVE, peuvent y souscrire à tout moment directement auprès d’EDF ou bénéficier d’une offre de marché indexée sur le TRV ou à prix fixe.

Rien ne laisse présager à ce stade une hausse significative du TRVE au 1er février 2027. Leur méthode de construction permet d’atténuer l’impact de fortes hausses ou baisses des marchés de gros. Le coût d’approvisionnement (40-45% du total hors taxes), la partie représentative des conditions d’approvisionnement sur les marchés de gros, est assise sur le prix à terme et son calcul est lissé sur deux ans de cotations. On estime que l’électricité nécessaire pour une année donnée est achetée par le fournisseur progressivement sur les marchés à terme pendant 24 mois. Le tarif est calculé sur la moyenne de ces prix d’achat et réalisés à différents moments de manière étalée dans le temps. À ce stade, pour 2027, 14 mois de cotation sont déjà derrière nous, et, comme on l’a vu, les cotations n’ont augmenté que de manière très mesurée.

Les entreprises contractent auprès de leurs fournisseurs d’électricité des offres de marché approvisionnées aux conditions des des marchés de gros. Les très grands consommateurs peuvent également acheter directement sur les marchés de gros ou conclure un contrat directement avec un producteur. Les entreprises souscrivent en général des contrats pluriannuels à prix fixe, qui les protègent de la volatilité des marchés. Cependant, elles restent exposées au moment du renouvellement du contrat, lorsque le prix est renégocié : celles dont le contrat expire en 2026 peuvent dès aujourd’hui comparer les offres disponibles pour les années suivantes et démarrer les négociations avec les fournisseurs. .

Grâce au nucléaire, les prix de gros français sont moins sensibles au prix du gaz

Le prix spot de l’électricité est le prix auquel l’électricité est échangée sur les marchés de gros pour une livraison le lendemain (marché day-ahead). Il est fixé par un mécanisme d’ordre de mérite : les producteurs proposent des volumes d’électricité avec leur coût variable, les offres sont classées du moins cher au plus cher, et la dernière centrale appelée pour satisfaire la demande fixe le prix. Un prix spot qui reflète ainsi le coût marginal de production est un signal tout à faire usuel, adapté et pertinent pour un marché de commodités.

Les vendeurs comme les acheteurs étant averses au risque, ils cherchent à sécuriser leurs niveaux de revenus ou leur niveau de factures, ce qui les conduit à contractualiser à l’avance des prix pour les années à venir pour ne pas être exposé aux prix spot qui est très volatil. C’est ce qui sous-tend les marchés à terme dont les prix reflètent l’anticipation par les acteurs de marché des prix spots futurs et leur volonté de couvrir leur exposition au risque prix.

Une étude à paraître d’Aurora Research^[3] pour la Sfen montre que le nucléaire n’est marginal que 21 % des heures sur l’année, et les renouvelables variables 3 %. A noter que des situations durables de prix bas ne permettraient pas aux moyens de production, notamment nucléaires, de couvrir leurs coûts complets, et en particulier leurs coûts fixes, sur le marché. Ce sont les technologies situées après le nucléaire dans l’ordre de mérite telles que le gaz, ou les stocks hydroélectriques (dont les valeurs d’usage sont très liées aux prix du gaz) qui font les prix le plus fréquemment. Les centrales à gaz domestiques, qui représentent moins de 5 % de la production en volume, déterminent le prix au total sur l’année pendant près de 40% du temps. Quant aux centrales à gaz étrangères, elles le font 25 % du temps via les interconnexions avec les pays voisins. Il ne s’agit pas d’une indexation, mais d’une corrélation plus ou moins importante.

L’étude Aurora Research montre cependant que les prix français sont moins sensibles que ceux de ses voisins à un choc gazier. Une augmentation de 70 % des prix du gaz conduirait à une augmentation des prix de gros de 50 % en France sur l’année, et de 60 % chez nos voisins. On peut noter d’ailleurs que les prix à terme pour 2027 ont moins augmenté en France (+7€/MWh entre le 27 février 2026 et le 13 mars 2026) qu’en Allemagne (+12€/MWh) ou en Italie (+14€/MWh). On peut anticiper aussi que, en cas de crise durable du prix du gaz  la France, qui dispose aujourd’hui de prix très bas et d’une électricité abondante exporterait plus vers ses voisins dont le mix comporte de nombreuses centrales à gaz, ou tout au moins à des prix plus chers.

Un vrai avantage de la France, en cas de choc gazier, serait surtout que ses coûts de production du système électrique eux-mêmes, du fait de la part du nucléaire et des renouvelables à plus de 95 %, ne seraient quasiment pas impactés. Ceci est très différent de pays voisins où les centrales à gaz représentent une part importante du mix électrique : 16 % en Allemagne, 21 % en Espagne, et plus de 45 % en Italie.

Dispositifs français pour protéger les consommateurs

La France a des dispositifs pour protéger les consommateurs au cas où nous aurions une crise durable, avec des prix de gros très élevés. Dans ce cas, les bénéfices perçus par les producteurs, au-delà du niveau nécessaire pour rémunérer leurs installations, seraient redistribués aux consommateurs, via le nouveau dispositif du Versement nucléaire universel (VNU) pour le nucléaire, et bénéficieraient aux contribuables pour les contrats pour différence bidirectionnels pour les renouvelables.

Le dispositif du VNU entend assurer une redistribution d’une partie des revenus d’EDF lorsqu’ils excèdent significativement les coûts complets de son parc nucléaire. Cette approche vise à stabiliser les prix pour les consommateurs, à permettre à EDF de dégager les moyens de financer ses investissements futurs, et à préserver la compétitivité industrielle française.

Le dispositif prévoit une taxation des revenus nucléaires d’EDF lorsque la recette moyenne du parc nucléaire dépasse certains seuils : 50 % des revenus au-dessus du premier seuil (≈ 78 €/MWh indicatif), et 90 % au-dessus du second seuil (≈ 110 €/MWh indicatif). La CRE calcule chaque année les revenus nucléaires d’EDF pour déterminer la part à redistribuer. Les sommes collectées, s’il y a lieu, sont ensuite réparties entre tous les consommateurs finaux d’électricité (ménages et entreprises) sous forme d’une minoration du prix de l’électricité, visible sur la facture, sur une ligne spécifique. Les prix de marché étant actuellement proches du coût du nucléaire (≈ 60 €/MWh), il est peu probable que le dispositif du VNU ait besoin d’être activé en 2026. ■