Ce que l'État promet aujourd'hui par accord avec EDF, la loi devrait le garantir
Pendant quinze ans, le droit européen de la concurrence a obligé EDF à céder une partie de sa production nucléaire à ses concurrents à un prix régulé bas (42 €/MWh, dispositif ARENH), pour ouvrir le marché français à la concurrence. Ce dispositif s'est arrêté le 31 décembre 2025. Depuis le 1er janvier 2026, un nouveau système — le Versement Nucléaire Universel (VNU) — le remplace : EDF vend au prix du marché, avec un prix cible négocié à environ 70 €/MWh en moyenne sur 15 ans entre l'État actionnaire et EDF, assorti d'un mécanisme de redistribution en cas de prix de marché élevé.
Ce texte ne propose pas de revenir à un prix régulé artificiellement bas, ni de tenter un découplage du marché européen que la France ne peut obtenir seule. Il propose d'inscrire dans la loi ce qui repose aujourd'hui sur un accord bilatéral renégociable entre l'État et EDF : un prix de référence fondé sur le coût de production publié par RTE, et un mécanisme automatique et public de redistribution de tout ce qui dépasse ce prix.
Créé en 2011 sous la pression du droit européen de la concurrence, l'Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique (ARENH) obligeait EDF à céder jusqu'à 100 TWh de sa production nucléaire annuelle à ses concurrents à un prix fixe de 42 €/MWh — un prix pensé comme favorable au consommateur, mais jugé trop bas par EDF elle-même, qui y voyait un frein à l'investissement dans la maintenance et le renouvellement du parc. Le dispositif a pris fin le 31 décembre 2025.
Depuis le 1er janvier 2026, le Versement Nucléaire Universel (VNU) le remplace : EDF vend l'intégralité de sa production nucléaire au prix du marché de gros. Un accord entre l'État actionnaire et EDF fixe un prix cible moyen d'environ 70 €/MWh sur 15 ans, avec une redistribution partielle des revenus vers les consommateurs quand le marché dépasse certains seuils. Mais ce mécanisme repose sur un accord d'entreprise publique, pas sur une loi : ses paramètres exacts (seuils de déclenchement, montants redistribués, méthode de calcul) ne sont pas fixés par le Parlement et peuvent être renégociés au gré des rapports de force entre l'État actionnaire et la direction d'EDF.
Le débat public sur le "juste prix" de l'électricité nucléaire française bute sur une divergence persistante entre les acteurs eux-mêmes. Le gouvernement évalue le coût de production du parc nucléaire historique (hors nouveaux réacteurs) à environ 60 €/MWh. EDF l'estime à 75 €/MWh. RTE, gestionnaire du réseau de transport et acteur a priori le plus neutre, le situe entre 75 et 80 €/MWh toutes productions confondues. Le prix cible de 70 €/MWh retenu pour le VNU se situe donc entre l'estimation gouvernementale et celle d'EDF — un compromis politique plus qu'un chiffre validé par une méthode publique unique.
Cette divergence n'est pas un détail technique : elle détermine directement combien les ménages et les entreprises françaises paieront leur électricité dans les quinze prochaines années, et combien EDF disposera pour financer la maintenance du parc existant et la construction de nouveaux réacteurs (EPR2). Un prix de référence légal, indexé sur une méthode de calcul publique de RTE et révisé périodiquement, remplacerait ce point de friction récurrent par une règle vérifiable.
La réforme du marché européen de l'électricité, adoptée le 21 mai 2024 (règlement UE 2024/1747 et directive UE 2024/1711) après la crise des prix de l'énergie de 2022, encourage précisément ce type de mécanisme. Elle rend obligatoires les "contrats pour la différence" (CfD) pour tout soutien public à de nouvelles installations de production décarbonée, renouvelable comme nucléaire : un producteur reçoit un prix garanti, et reverse aux consommateurs tout ce qu'il perçoit au-delà de ce prix quand le marché grimpe. Le compromis européen a maintenu le principe du prix marginal sur le marché spot à court terme, mais a généralisé les instruments de long terme pour amortir la volatilité — exactement la logique que ce texte propose de systématiser et de graver dans la loi française pour le nucléaire existant, pas seulement pour les nouvelles installations.
La France et l'Espagne avaient porté, dès 2023, une demande plus ambitieuse : un découplage structurel du prix de l'électricité et de celui du gaz, pour que le prix payé ne suive plus la centrale à gaz la plus chère nécessaire à l'équilibre du réseau (le "merit order"). Cette demande a été refusée au niveau européen — l'Allemagne, les Pays-Bas et les pays nordiques s'y sont opposés, par crainte de fragmenter le marché unique. Seules l'Espagne et le Portugal ont obtenu une dérogation temporaire pendant la crise de 2022 ("exception ibérique"), avec un effet baissier réel sur les prix mais jamais généralisé au reste de l'Union. Ce précédent montre qu'une intervention publique calibrée sur le prix de l'électricité est juridiquement possible dans le cadre européen — mais aussi que la France ne peut pas l'imposer seule à l'échelle du marché continental. C'est pourquoi ce texte se limite au prix payé par la France à son propre opérateur nucléaire, sans toucher au fonctionnement du marché européen lui-même.
Un retour à un prix régulé bas et fixe, sur le modèle de l'ARENH, réglerait la question du pouvoir d'achat à court terme mais reproduirait le problème qui a justifié sa suppression : EDF elle-même dénonçait un prix déconnecté de ses coûts réels, insuffisant pour financer la maintenance du parc existant et les nouveaux réacteurs. Un prix trop bas revient à faire porter à l'entreprise publique — donc, in fine, au contribuable — le coût différé d'un sous-investissement dans la sûreté et la disponibilité du parc nucléaire. Ce texte choisit donc un prix de référence proche du coût complet estimé par RTE, plutôt qu'un retour à un tarif artificiellement bas.
Le prix de référence de l'électricité nucléaire est fixé par la loi à partir du coût complet de production publié périodiquement par RTE (Réseau de Transport d'Électricité), plutôt que par un accord négocié une fois pour quinze ans entre l'État et EDF.
Lorsque le prix de marché perçu par EDF pour sa production nucléaire dépasse le prix de référence, l'intégralité du supplément est reversée à un fonds de redistribution destiné aux consommateurs — ménages et entreprises — selon des modalités fixées par décret.
La Commission de régulation de l'énergie (CRE) publie chaque trimestre le prix de référence en vigueur, le prix de marché constaté, et les montants effectivement collectés et redistribués — pour que le mécanisme reste vérifiable par le Parlement et par le public, et non plus seulement rapporté dans la communication du gouvernement.
Le prix de vente de l'électricité nucléaire relève aujourd'hui d'un accord contractuel entre l'État actionnaire et EDF, pas directement de la loi. Ce texte propose une loi ordinaire qui encadre ce contrat plutôt que de le remplacer par une fixation administrative du prix — pour rester compatible avec le statut d'entreprise publique d'EDF et avec le cadre de la réforme européenne de 2024.
Article 1er. — Le prix de référence de l'électricité nucléaire est établi chaque année par la Commission de régulation de l'énergie, à partir du coût complet de production du parc nucléaire publié par RTE (Réseau de Transport d'Électricité).
Article 2. — Tout contrat entre l'État et l'opérateur historique fixant un prix de vente de l'électricité nucléaire aux fournisseurs ou aux consommateurs doit prévoir un mécanisme de redistribution intégrale de la part du prix de marché constaté qui excède le prix de référence défini à l'article 1er.
Article 3. — Les modalités de répartition des sommes collectées au titre de l'article 2 entre les ménages et les entreprises sont fixées par décret, après avis de la Commission de régulation de l'énergie.
Article 4. — La Commission de régulation de l'énergie publie, chaque trimestre, le prix de référence en vigueur, le prix de marché constaté pour l'électricité nucléaire, et les montants collectés et redistribués au titre de la présente loi.
Article 5. — Un rapport annuel du Gouvernement au Parlement détaille l'application du présent dispositif et son effet sur les prix payés par les consommateurs.
La fin de l'ARENH ouvre une période où le prix de l'électricité nucléaire française dépend d'un accord entre l'État et EDF, renégociable à chaque tension budgétaire ou politique. Ce texte ne cherche pas à rouvrir le débat sur le niveau du prix lui-même — un désaccord technique réel, que ni ce texte ni aucune loi ne peut trancher à la place des experts. Il propose seulement que la méthode de calcul et le mécanisme de redistribution, aujourd'hui contenus dans un accord d'entreprise, soient inscrits dans la loi et rendus publics trimestriellement. Ce texte assume ses limites : il ne garantit pas une baisse des factures, ne résout pas le désaccord sur le coût réel du nucléaire, et ne permet pas à la France de s'affranchir seule du marché européen. Mais il transforme une promesse politique renégociable en une règle vérifiable par le Parlement et par le public.
Note méthodologique — Les estimations du coût de production du parc nucléaire français varient selon la source (État, EDF, RTE) et selon les hypothèses retenues sur la durée de vie des réacteurs et le coût du grand carénage ; elles sont appelées à évoluer. Le contrat entre l'État et EDF signé en décembre 2025 reste, à la date de rédaction, le cadre de référence effectif — une transposition légale de ses termes nécessiterait une étude juridique détaillée de compatibilité avec ce contrat.