Électricité : 37 milliards payés au-delà du coût en deux ans

Près de 37 milliards payés au-delà du coût en deux ans, sans profit net pour l'État

Dans son rapport du 15 mars 2024 sur les mesures exceptionnelles contre la hausse des prix de l'énergie, la Cour des comptes dresse le bilan monétaire de l'électricité en métropole. Sur 2022 et 2023, les factures des consommateurs et les aides publiques au prix de détail ont dépassé de près de 37 milliards d'euros ce que coûtait cette électricité. Ce coût additionne les coûts de production nationaux, les coûts commerciaux et les importations nettes. La Cour construit elle-même cette grandeur, avant transferts fiscaux, c'est-à-dire avant ce que l'impôt en reprend. Deux payeurs y figurent : le consommateur par sa facture, le contribuable par les aides.

Selon la Cour, plus de 30 milliards d'euros sont restés aux acteurs situés en amont de la vente au détail, en marges bénéficiaires nettes avant impôt sur les sociétés. Pour les finances publiques, le coût net atteint près de 9 milliards d'euros, possiblement moins de 2 milliards après impôt sur les sociétés. Les 37 milliards ne sont donc pas allés à l'État : en net, il en a supporté une charge.

La Cour chiffre un écart entre des prix et des coûts. Elle n'établit ni abus ni faute et ne nomme aucun bénéficiaire. Elle constate un défaut de captation publique : ce qui a été payé au-delà du coût n'a pas été récupéré par la puissance publique.

Le parc français produit une électricité peu carbonée, à un coût que la facture ne suit pas

Produire l'électricité du nucléaire historique coûte 60,3 euros le mégawattheure, selon le régulateur

Le nucléaire historique désigne le parc nucléaire existant d'EDF. La Commission de régulation de l'énergie, le régulateur du secteur, évalue son coût complet à 60,3 euros par mégawattheure sur 2026-2028, en euros de 2026, dans son rapport de septembre 2025. Elle est seule chargée de cette évaluation. Ce coût complet additionne les charges d'exploitation et celles du capital investi. Un mégawattheure vaut mille kilowattheures.

La Cour des comptes situe les coûts moyens de production de l'ensemble du parc en service entre 70 et 80 euros par mégawattheure, dans son rapport de mars 2024. Le périmètre est plus large : tous les moyens de production, pas le seul nucléaire. Les deux valeurs ne se soustraient donc pas.

Un raccourci circule : « produire à 49, vendre à 42, racheter à 397 ». Aucun des trois montants ne décrit la même électricité au même moment. Le premier, 49,5 euros par mégawattheure, est une évaluation de la Cour pour l'année 2010, la plus élevée des quatre méthodes publiées à la même page. Le deuxième était le prix d'un dispositif éteint le 31 décembre 2025. Le troisième ne figure dans aucune source publiée. La seule opération réelle qui en approche est l'achat de la production nucléaire manquante de 2022.

En 2025, un kilowattheure produit en France a émis 19,6 grammes d'équivalent CO2, contre environ 325 en Allemagne

Pour comparer deux pays, une seule mesure est retenue ici : les émissions directes des centrales, rapportées à chaque kilowattheure produit. C'est celle des bilans annuels de RTE, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité. L'équivalent CO2 additionne les gaz à effet de serre selon leur effet sur le climat.

En 2025, produire un kilowattheure d'électricité a émis 19,6 grammes d'équivalent CO2 en France, selon RTE, seul producteur de cette donnée. En Allemagne, environ 325 grammes, d'après les émissions estimées par l'agence fédérale de l'environnement rapportées à la production nette (calcul La Note). Ni l'agence ni l'AGEB ne publient cette intensité : la production nette, provisoire, est celle de l'AGEB, qui établit les bilans énergétiques allemands.

L'écart tient à la composition des deux parcs. En 2025, le nucléaire a produit 373 térawattheures, selon RTE comme selon le service statistique du ministère de la Transition écologique. Il a fourni 68,1 % de l'électricité produite en métropole, et le nucléaire et les renouvelables ensemble 95,2 %, selon RTE. Les centrales thermiques sont restées à un « niveau bas historique » pour la deuxième année consécutive, relève le service statistique, qui l'explique par « une offre nucléaire et renouvelable abondante et par le développement des interconnexions ». En Allemagne, le charbon fournissait encore 22,1 % du courant injecté sur le réseau public en 2025, et les renouvelables 58,6 %, selon les valeurs provisoires de Destatis, l'office fédéral de la statistique.

Peu carboné, le kilowattheure français n'est pourtant pas facturé sur la base de ce qu'il coûte.

Depuis février 2026, le tarif réglementé s'approvisionne entièrement au prix du marché de gros

En 2025, les ménages ont payé leur électricité 254,6 euros par mégawattheure en moyenne, toutes taxes comprises, selon le même service statistique. Ce prix se décompose en 107,5 euros de fourniture, 71,7 de réseau, 36,2 de taxes hors TVA et 39,2 de TVA. Il couvre tous les ménages, au tarif réglementé comme en offre de marché. Pour un ménage au tarif réglementé qui consomme 4,5 mégawattheures par an, le régulateur chiffre la facture type à 1 042 euros toutes taxes comprises au 1er février 2026. Le dispositif qui cédait une partie du nucléaire à prix fixe s'était éteint le 31 décembre 2025. Depuis, selon le régulateur, l'approvisionnement du tarif est « réalisé à 100 % à un coût représentatif des prix de marchés de gros ». La fourniture facturée ne se compare pas au coût du parc : elle paie un portefeuille entier d'électricité, la commercialisation et la marge du fournisseur. Le prix payé se forme donc ailleurs, sur le marché européen.

Formé sur le marché européen, le prix a laissé des marges que l'instrument prévu n'a presque pas captées

Fixé par la dernière centrale appelée, le prix de gros de 2022 dépendait du gaz par trois canaux

Sur le marché de gros, producteurs et fournisseurs s'échangent l'électricité avant sa livraison. Les centrales y sont appelées par ordre de mérite, de la moins chère à faire tourner à la plus chère. Le coût de la dernière centrale nécessaire fixe en théorie le prix pour toutes les autres.

En 2022, cette dernière centrale n'était pas toujours une centrale à gaz. Selon la Commission de régulation de l'énergie, les centrales à gaz ont fixé le prix français 19,1 % des heures, les interconnexions avec les pays voisins 30 %, l'hydraulique 21,4 %. Le gaz pèse pourtant sur les trois. Les prix formés à l'étranger le sont souvent par du gaz. La valeur que les exploitants de barrages donnent à leur eau suit les prix anticipés du gaz. Le régulateur a révisé ces parts d'une édition de son rapport à l'autre : les valeurs retenues ici sont celles de l'édition publiée en 2024.

Le prix spot, celui de l'électricité échangée la veille pour le lendemain, a atteint en moyenne 275,9 euros par mégawattheure en France en 2022, selon RTE. Le régulateur avertit qu'« il est délicat en pratique d'identifier la filière marginale ». Un prix de gros aussi élevé laisse une marge aux producteurs dont le coût est bas. Un instrument devait en récupérer une part.

Votée pour 12,3 milliards, la taxe sur les rentes des producteurs en a rapporté 0,6 en 2023

La Cour ne tranche pas la destination des plus de 30 milliards de marges. L'écart, écrit-elle, « s'il se confirmait, poserait la question de la répartition réelle de cette marge entre les différents acteurs des marchés de gros ».

L'instrument prévu pour capter ces marges est la contribution sur la rente inframarginale. La rente inframarginale est le gain d'un producteur dont le coût est inférieur au prix fixé par la dernière centrale appelée. La contribution prélève les revenus tirés de la vente d'électricité au-delà d'un plafond. Créée par la loi de finances pour 2023 en application d'un règlement européen, elle porte sur les revenus du 1er juillet 2022 au 31 décembre 2023. Son champ s'est révélé trop étroit pour capter ces marges, donc pour les mesurer. Faute de mesure, personne ne peut dire où elles sont passées.

Son rendement se lit en quatre étapes sur l'exercice budgétaire 2023, selon la Cour. Le projet de loi de finances n'en prévoit rien. La loi de finances initiale en attend 12,3 milliards d'euros. La loi de fin de gestion, votée en fin d'année pour ajuster les comptes, ramène ce montant à 2,7 milliards. À l'exécution, l'État encaisse 0,6 milliard sur l'exercice 2023, contre 12,3 milliards votés. C'est un scandale budgétaire et il est chiffré.

Selon la Cour, le rendement « avait été estimé de manière volontariste à plus de 12 Md€ en LFI 2023, sur la base des prix de l'électricité d'août 2022, particulièrement élevés ».

La contribution et la hausse des redevances versées par les concessions hydroélectriques « ne devraient pas excéder 6 Md€ » au titre de 2022 et 2023, selon la Cour.

À Bruxelles, Berlin a combattu la place du nucléaire, sans qu'aucun coût pour la France ait été chiffré

Le premier dossier est celui de la taxonomie européenne, la liste des activités jugées durables qui oriente les financements verts. Dans son avis transmis à la Commission européenne le 21 janvier 2022, le gouvernement fédéral allemand écrit que le nucléaire n'est pas durable et ne doit pas y figurer. Berlin n'a pas obtenu gain de cause : le règlement délégué du 9 mars 2022 intègre le nucléaire comme activité transitoire, sous conditions. Le Tribunal de l'Union européenne a rejeté le recours de l'Autriche contre ce texte le 10 septembre 2025. Dans cette procédure, la France soutenait la Commission, l'Allemagne ne figurait pas parmi les parties.

Le second dossier est la réforme du marché européen de l'électricité. Le différend portait sur l'ouverture des contrats à prix garanti au nucléaire déjà en service. En juin 2023, le ministre allemand de l'Économie, Robert Habeck, a mis en garde contre des distorsions de marché, rapporte Europe.Table. Selon l'AFP, Berlin redoutait la concurrence, « selon elle déloyale », d'une électricité française « rendue plus compétitive grâce à un soutien public massif ». Côté français, la direction générale de l'énergie et du climat qualifie d'« avancée majeure » ce qu'elle décrit ainsi, selon la commission d'enquête du Sénat : « nous avons obtenu la reconnaissance que ces actifs pouvaient eux aussi avoir à réinvestir massivement et qu'à ce titre ils devaient pouvoir bénéficier d'un soutien public ». Le règlement du 13 juin 2024 ouvre ces contrats au nucléaire neuf, et au nucléaire existant au seul titre d'investissements nouveaux.

Aucune des institutions qui ont examiné le dossier, Cour des comptes, Commission de régulation de l'énergie, commissions d'enquête du Sénat en 2024 et de l'Assemblée nationale en 2023, n'a chiffré ce que ces positions allemandes auraient coûté aux consommateurs ou aux finances publiques françaises.

La France a racheté plus cher à l'Allemagne en 2022 et 2024, presque au même prix en 2025

Un autre grief circule contre l'Allemagne : la France lui vendrait son électricité à prix négatif, puis la rachèterait plus cher et plus carbonée. Un prix négatif signifie que le vendeur paie pour écouler son électricité. Le phénomène n'a rien de propre à la France. En 2025, elle a connu 513 heures à prix négatif, selon RTE, et n'y était seule que 30 fois sur 513, ses voisins étant alors tous à un prix positif ou nul. RTE écrit que « les prix négatifs ne sont pas en soi une anomalie du fonctionnement du marché ».

La vente à prix négatif existe bien. Selon RTE, la France était exportatrice nette pendant 460 de ses 513 heures négatives, toutes frontières confondues. RTE ne publie pas la frontière allemande à part. Un calcul de La Note sur les données publiques de la Bundesnetzagentur, le régulateur allemand des réseaux, et du réseau européen des gestionnaires ENTSO-E compte pendant ces heures négatives 265 heures d'export vers l'Allemagne. Il compte aussi 248 heures d'import depuis l'Allemagne : c'est alors l'acheteur français qui est payé.

Le prix de gros français valait en moyenne 281,18 euros par mégawattheure aux heures où la France importait d'Allemagne en 2022, contre 223,46 euros aux heures où elle y exportait. En 2024, 61,77 euros contre 53,70. En 2025, 59,74 euros contre 58,74 : les deux prix sont presque identiques. Ces trois paires sont des calculs de La Note, moyennes pondérées par les échanges programmés entre les deux pays. Sur le prix, le grief est donc vrai en 2022 et en 2024.

En 2022, toutefois, la France n'a connu que 4 heures à prix négatif, d'après le même calcul, dont aucune avec un export vers l'Allemagne. En 2025, pendant les heures à prix négatif, la France lui achète presque aussi souvent qu'elle lui vend.

En valeur, le solde a changé de sens, selon les douanes. En 2022, la France a acheté à l'Allemagne pour 2,2 milliards d'euros d'électricité de plus qu'elle ne lui en a vendu. En 2025, elle lui en a vendu pour 1,3 milliard de plus qu'elle ne lui en a acheté.

Plus carbonée, enfin : c'est vrai en moyenne annuelle. Aux heures précises où la France importe d'Allemagne, aucune des sources consultées ne publie l'intensité carbone allemande.

Les prix négatifs touchent l'argent public par une porte étroite. L'obligation d'achat garantit un tarif fixe à certains producteurs d'électricité renouvelable. Quand cette électricité se revend à prix négatif, la perte entre dans les charges de service public de l'énergie, des surcoûts imposés par la loi que compense le budget de l'État. Le régulateur écrit que l'État « prend à sa charge le risque de cannibalisation des prix de marché », la chute des prix quand les installations soutenues produisent en même temps. Il évalue à « jusqu'à environ 100 M€/an » l'économie supplémentaire qu'une atténuation totale des prix négatifs permettrait. L'enjeu se compte en millions d'euros, l'écart de la Cour en dizaines de milliards.

En 2022, la France achetait cher à ses voisins. La raison première tenait à son propre parc.

En 2022, la production nucléaire manquante a pesé bien plus lourd que la régulation sur les comptes d'EDF

EDF est une entreprise publique : l'écart s'est donc aussi soldé sur un actif public. En 2022, son résultat net part du Groupe s'établit à -17,9 milliards d'euros, selon son communiqué de résultats.

Dans ce communiqué, EDF estime deux effets sur son excédent brut d'exploitation, ce que dégage l'activité avant amortissements, charges financières et impôts. Le recul de la production nucléaire, achats de marché compris, pèse -29,1 milliards d'euros. L'ensemble des mesures régulatoires exceptionnelles pèse -8,2 milliards. Les deux estimations sont établies séparément : elles ne s'additionnent pas et ne se reportent pas sur le résultat net. Leur poids respectif se compare pourtant : la production manquante pèse bien plus lourd que la régulation.

Ce recul tient d'abord aux contrôles et aux réparations liés à la corrosion sous contrainte, selon EDF. L'Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection définit ce phénomène comme la fissuration d'un métal soumis à une contrainte au contact d'un milieu agressif. La France a produit 279 térawattheures d'électricité nucléaire en 2022, soit 81,7 de moins qu'en 2021, selon EDF.

Pour la première fois depuis 1980, la France a été importatrice nette d'électricité en 2022, selon la Cour. Toutes frontières confondues, son solde commercial électrique affiche un déficit de près de 7,5 milliards d'euros, contre un excédent de 2,7 milliards en 2021.

Pour la livraison 2022, EDF s'est retrouvée acheteuse nette sur les marchés pour plus de 65 térawattheures et près de 26 milliards d'euros, selon un chiffrage d'EDF repris et publié par la Cour. L'année précédente, elle était vendeuse nette de 15 térawattheures. L'ordre de grandeur qui découle de ce volume et de ce montant est celui du chiffre qui circule. Ce rachat compense une production absente. Il ne rachète pas une électricité cédée à 42 euros.

La physique du parc explique 2022. Elle n'explique pas la suite.

L'écart s'est formé en 2023 ; le dispositif qui a succédé au nucléaire à prix fixe ne reverse rien en 2026

De 2011 à 2025, EDF a cédé à prix fixe une part de son nucléaire historique ; la crise de 2022 y a ajouté un guichet

L'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, l'ARENH, obligeait EDF à céder une partie de sa production nucléaire à ses concurrents fournisseurs, à un prix fixé d'avance. Ce prix était de 40 euros par mégawattheure au 1er juillet 2011, puis de 42 euros du 1er janvier 2012 au 31 décembre 2025, selon le régulateur. Le volume était plafonné à 100 térawattheures par an, soit environ 25 % de la production du parc nucléaire historique. Ce n'était ni un prix de marché, ni un prix payé par un consommateur.

L'arrêté du 11 mars 2022 a ouvert 20 térawattheures supplémentaires, cédés aux fournisseurs à 46,2 euros par mégawattheure. Selon le Sénat, EDF a dû acheter ces volumes à 256,98 euros par mégawattheure, moyenne des cotations du 2 au 23 décembre 2021, pour les céder à 46,2 euros. Ce relèvement du plafond a représenté pour EDF un impact de 8,1 milliards d'euros, au titre du seul guichet et de ses effets sur ses contrats. Ce montant ne mesure pas le même objet que l'effet de 8,2 milliards estimé par EDF, qui couvre l'ensemble des mesures régulatoires.

Le bouclier tarifaire et l'amortisseur, deux aides de l'État, ont contenu les factures pendant la crise. Selon la Cour, ils « n'ont fait que modifier la répartition du financement de la rémunération des acteurs du secteur, producteurs, fournisseurs et autres intermédiaires de marché, entre l'État et les consommateurs, sans réduire cette rémunération ».

L'écart n'est pas né en 2022, année du choc, mais en 2023

En 2022, les factures des consommateurs n'ont pas couvert les coûts de production nationaux, selon la Cour : le déficit de couverture atteint 5,5 milliards d'euros. En 2023, la marge excédentaire « pourrait dépasser » 42 milliards d'euros, compte tenu d'un excédent commercial d'au moins 3 milliards sur les dix premiers mois de l'année. Le total de la période reste celui que publie la Cour, près de 37 milliards.

Le bouclier tarifaire et le guichet additionnel ont écrasé le prix de détail pendant que le coût montait. La charge a été supportée ailleurs, sur le budget de l'État et sur les comptes d'EDF. Selon RTE, le prix spot moyen passe de 275,9 euros par mégawattheure en 2022 à 97 en 2023, 58 en 2024 et 61,1 en 2025.

Deux lectures de l'écart s'opposent. La première y voit un défaut de régulation. La Cour relève l'« incapacité de l'État à mettre en place un dispositif garantissant aux consommateurs d'électricité des prix en ligne avec les coûts de production nationaux ». Sur 2022 et 2023, la composante d'approvisionnement des prix de détail, la part de la facture qui paie l'achat de l'électricité, a dépassé de près de 45 % ces coûts en moyenne. Cette lecture a une limite : elle ne dit pas où l'argent est allé.

La seconde y voit le prix d'une pénurie et de l'assurance contre elle. Le régulateur relève que les prix à terme de l'hiver 2022-2023 « incluent des primes de risques qui paraissent très élevées par rapport à une anticipation raisonnable des prix journaliers ». Un prix à terme est celui auquel une livraison future se négocie à l'avance. Cette lecture rend compte de 2022, puis de la baisse des prix quand la production est revenue. Sa limite est symétrique : elle n'explique pas 2023, année où l'écart atteint son maximum alors que la crise physique reflue.

La seconde lecture explique 2022, la première explique 2023. Or c'est 2023 qui porte l'essentiel de l'écart. Les deux lectures s'accordent sur un point : le prix payé n'était pas déterminé par le coût du parc français.

Le versement nucléaire universel ne reverse rien en 2026 ; les contrats à prix garanti visent d'abord le nucléaire neuf

Le versement nucléaire universel a pris la suite de l'ARENH le 1er janvier 2026, en application de l'article 17 de la loi de finances pour 2025. Sa logique est inversée. EDF vend sa production nucléaire au prix de marché. Au-delà d'un seuil, ses revenus nucléaires sont taxés ; le produit revient aux consommateurs par une minoration de leurs factures. Pour 2026, le régulateur estime ces revenus à 66,08 euros par mégawattheure, sous un seuil que le droit nomme tarif de taxation, fixé par arrêté à 78 euros pour 2026-2028. Le tarif de minoration de 2026 est donc de 0 euro par mégawattheure : rien ne revient sur les factures.

La réforme européenne du marché change aussi l'outil de soutien. Pour les contrats conclus à partir du 17 juillet 2027, les aides publiques aux investissements dans de nouvelles installations, nucléaires comprises, prennent la forme de ces contrats à prix garanti, dits contrats sur différence bidirectionnels. La puissance publique y garantit un prix au producteur : elle comble l'écart quand le marché est plus bas, récupère l'excédent quand il est plus haut. Les recettes iront aux clients finals. Le régulateur, cité par la commission d'enquête du Sénat, relève qu'« il demeure à ce stade une incertitude sur les assiettes de coûts et de production à prendre en compte » pour ces contrats appliqués au nucléaire existant.

Le seuil de 78 euros par mégawattheure se lit à côté du coût complet de 60,3 euros que retient le régulateur pour le nucléaire historique. Le versement ne reverse qu'au-delà de ce seuil. En deçà, le prix payé reste celui du marché européen.

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Sources

[S1] Cour des comptes, Les coûts de la filière électronucléaire, rapport public thématique, janvier 2012, p. 280 (p. 276 du PDF). https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/EzPublish/Rapport_thematique_filiere_electronucleaire.pdf

[S2] Commission de régulation de l'énergie, Accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH), page de référence, consultée le 31 août 2026. https://www.cre.fr/Electricite/Marche-de-gros-de-l-electricite/acces-regule-a-l-electricite-nucleaire-historique

[S3] SDES, service statistique du ministère de la Transition écologique, Prix de l'électricité en France et dans l'Union européenne en 2025, Datalab Les Essentiels, juillet 2026, p. 1-3. https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/prix-de-lelectricite-en-france-et-dans-lunion-europeenne-en-2025

[S4] Code de l'énergie, articles L. 337-3 à L. 337-3-6, créés par l'article 17 de la loi n° 2025-127 du 14 février 2025 de finances pour 2025. https://www.legifrance.gouv.fr/codes/id/LEGISCTA000051213805

[S5] Arrêté du 27 mars 2026 fixant le tarif unitaire de minoration applicable au titre du dispositif de versement nucléaire universel pour l'année 2026, JORF n° 0076 du 29 mars 2026. https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000053728172

[S6] Commission de régulation de l'énergie, Évaluation des coûts complets de production de l'électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques, rapport, septembre 2025, version non confidentielle du 22 septembre 2025, section 10.2 p. 206. https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2025/Rapport_CRE_Couts_du_nucleaire.pdf

[S7] Arrêté du 11 février 2026 relatif à la taxe sur l'utilisation de combustible nucléaire pour la production d'électricité, JORF n° 0037 du 13 février 2026, texte n° 19, NOR ECOE2534902A, art. 1er, créant l'article A. 322-61 du code des impositions sur les biens et services. https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000053465127

[S8] Cour des comptes, Les mesures exceptionnelles de lutte contre la hausse des prix de l'énergie, rapport, 15 mars 2024, synthèse p. 9-11, p. 94-97, p. 112, p. 115, annexe n° 12 p. 183-184. https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/2024-03/20240315_Mesures-exceptionnelles-lutte-contre-hausse-prix-energie.pdf

[S9] Cour des comptes, Analyse de l'exécution budgétaire 2023, recettes fiscales de l'État, avril 2024, tableau p. 30. https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/2024-04/NEB-2023-Recettes-fiscales.pdf

[S10] EDF, Résultats annuels 2022, communiqué de presse, 17 février 2023, p. 1 pour les agrégats du Groupe, p. 7 section France activités non régulées pour les effets estimés. https://www.edf.fr/sites/groupe/files/2023-02/resultats-annuels-2022-cp-fr-2023-02-17.pdf

[S11] Arrêté du 11 mars 2022 pris en application de l'article L. 337-16 du code de l'énergie, art. 1er, et décret n° 2022-342 du 11 mars 2022, art. 5, JORF n° 0060 du 12 mars 2022. https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000045339238 et https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000045339201

[S12] Sénat, Conditions d'utilisation de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, rapport d'information n° 833 (2022-2023), commission des affaires économiques, juillet 2023, version monopage. https://www.senat.fr/rap/r22-833/r22-833_mono.html

[S13] RTE, Bilan électrique 2022, section prix de marché. https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-prix

[S14] RTE, Bilan électrique 2024, section prix. https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-2024/prix

[S15] Commission de régulation de l'énergie, Les prix à terme de l'électricité pour l'hiver 2022-2023 et l'année 2023, rapport, décembre 2022, p. 2. https://www.cre.fr/content/download/26498/file/Rapport_Prix_a_terme_hiver_2022-2023_annee_2023.pdf

[S16] Commission de régulation de l'énergie, La surveillance et le fonctionnement des marchés de gros de l'électricité et du gaz naturel en 2023, rapport, 2024, p. 72 et p. 111-113. https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2024/Rapport_de_surveillance_2023.pdf

[S17] Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection, Corrosion sous contrainte au niveau des réacteurs nucléaires : où en est-on ?, magazine Repères, rubrique Faits et perspectives, mai 2023, mis à jour en octobre 2024. https://reperes.asnr.fr/faits-et-perspectives/corrosion-sous-contrainte-au-niveau-des-reacteurs-nucleaires-ou-en-est

[S18] RTE, gestionnaire du réseau de transport d'électricité, Bilan électrique 2025, chapitre émissions, 2026, consulté le 13 octobre 2026. https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-2025/emissions

[S19] Umweltbundesamt, agence fédérale allemande de l'environnement, P. Icha et T. Lauf, Entwicklung der spezifischen Treibhausgas-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 - 2025, Climate Change 16/2026, mars 2026, tableau 2, colonne 7, p. 16, valeur 2025 estimée. https://www.umweltbundesamt.de/system/files/medien/11850/publikationen/2026-03/16_2026_CC.pdf et AG Energiebilanzen, Nettostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern, état de février 2026, Abgabe 2026-02, p. 2, valeur 2025 provisoire. https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/uploads/Abgabe-2026-02.pdf Intensité au kilowattheure produit : calcul La Note.

[S20] Destatis, office fédéral allemand de la statistique, Stromerzeugung aus Photovoltaik und Erdgas erreicht im Jahr 2025 neue Höchstwerte, communiqué n° 073, 6 mars 2026. https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2026/03/PD26_073_43312.html

[S21] Commission de régulation de l'énergie, communiqué du 20 janvier 2026 sur les tarifs réglementés de vente d'électricité au 1er février 2026. https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Communiques_de_presse/2026/260120_CP_CRE_TRVE_Fev26.pdf

[S22] RTE, Bilan électrique 2025, chapitre prix, 2026, consulté le 13 octobre 2026. https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-2025/prix

[S23] Calcul La Note sur les prix journaliers des zones France et Allemagne-Luxembourg publiés par la Bundesnetzagentur (SMARD, licence CC BY 4.0) et sur les échanges commerciaux programmés d'ENTSO-E, servis par l'API Energy-Charts de Fraunhofer ISE, séries 2022, 2024 et 2025, série /cbet et prix des zones FR et DE-LU, consultées le 13 octobre 2026. https://api.energy-charts.info/

[S24] Eurostat, base Comext, données des douanes françaises, EU trade since 1988 by HS2-4-6 and CN8, DS-045409, position 2716, déclarant France, partenaire Allemagne, valeurs en euros, mise à jour du 15 septembre 2026, extraction du 13 octobre 2026. https://ec.europa.eu/eurostat/api/comext/dissemination/statistics/1.0/data/DS-045409?format=JSON&freq=A&reporter=FR&partner=DE&product=2716&flow=1&flow=2&indicators=VALUE_IN_EUROS&time=2022&time=2024&time=2025

[S25] Commission de régulation de l'énergie, délibération n° 2026-149 du 15 juillet 2026, Évaluation des charges de service public de l'énergie à compenser en 2027 et réévaluation pour 2026, p. 36-39. https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Deliberations/2026/260715_2026-149_CSPE_2026-2027.pdf

[S26] Règlement UE 2024/1747 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 sur l'organisation du marché de l'électricité, JO série L du 26 juin 2024, considérant 35 et art. 19 quinquies. http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1747/oj

[S27] Deutscher Bundestag, Drucksache 20/1037 du 15 mars 2022, Antwort der Bundesregierung, Die Aufnahme von Atomkraft in die EU-Taxonomie, réponse du gouvernement fédéral, p. 2-3. https://dserver.bundestag.de/btd/20/010/2001037.pdf

[S28] Sénat, commission d'enquête sur la production, la consommation et le prix de l'électricité aux horizons 2035 et 2050, rapport n° 714 (2023-2024), tome I, juillet 2024, p. 85-86 et 190. https://www.senat.fr/rap/r23-714-1/r23-714-11.pdf

[S29] Tribunal de l'Union européenne, grande chambre, arrêt du 10 septembre 2025, Autriche contre Commission, T-625/22, dispositif. http://publications.europa.eu/resource/celex/62022TJ0625

[S30] Europe.Table (Table.Media), Manuel Berkel, Frankreich will EU-Fördergelder für seine Atomkraftwerke - Habeck warnt vor Marktverzerrungen, 20 juin 2023, lu dans la republication autorisée d'Ippen Media (Heidelberg24). https://www.heidelberg24.de/politik-und-wirtschaft/eu-strommarkt-reform-einigung-frankreich-bruessel-habeck-tbl-zr-92361848.html

[S31] AFP, dépêche reprise par Le Temps, Les Vingt-Sept s'accordent sur une réforme du marché européen de l'électricité, 17 octobre 2023, modifiée le 19 octobre 2023, intertitre « Opposition entre France et Allemagne autour du nucléaire ». https://www.letemps.ch/economie/energie/les-vingt-sept-s-accordent-sur-une-reforme-du-marche-europeen-de-l-electricite

[S32] RTE, Bilan électrique 2025, rapport complet, mars 2026, p. 22, figure 2.2, pour la production nucléaire, sa part et celle du nucléaire et des renouvelables dans la production métropolitaine. https://assets.rte-france.com/analyse-et-donnees/2026-03/BE2025%20-%20Rapport%20Complet.pdf

[S33] SDES, service statistique du ministère de la Transition écologique, Bilan énergétique de la France en 2025, données provisoires, Datalab Essentiel, avril 2026, version modifiée en mai 2026, p. 2 pour la citation sur les centrales thermiques, et tableaux de synthèse, feuille « ELEC », lignes 6 à 15, pour la production nucléaire. https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/media/9287/download?inline et https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/media/9282/download?inline