Énergie

1°/ État des lieux

La France reste une grande puissance énergétique, c'est le premier exportateur européen d’électricité : en 2025, la France a même battu son record historique d’exportation avec 92,3 TWh, améliorant de plus de 3,5 % le précédent record enregistré en 2024 - 92,3 Twh, c’est plus que le production annuelle d’un pays comme la Belgique.
La France a produit 547,5 TWh d'électricité en 2025, dont 373 TWh de nucléaire (68 %) et 136 TWh de renouvelables (25 %). La consommation nationale s'est élevée à 449 TWh, le solde ayant été exporté.

La production thermique fossile en 2025 se décompose ainsi => gaz : 16,4 TWh, fioul : 1,7 TWh, charbon : 0,7 TWh, soit un total d'environ 18,8 TWh. source Rte-france
 

* La France produit 10 fois moins d'émsision de CO₂ que l'Allemagne.
France 34 g CO₂ eq / kWh sur 2025

Allemagne 349 g CO₂ eq / kWh sur 2025

source :
 https://app.electricitymaps.com/map/12mo/monthly


Ce sont essentiellement du CAPEX des installations elles-mêmes (turbines, panneaux, fondations, etc.), mais ils n'incluent pas les coûts de raccordement au réseau RTE et Enedis : environ 200 milliards d’euros. Ces dépenses font monter le TURPE (Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Électricité). C'est le tarif réglementé qui finance l'acheminement de l'électricité en France. Avec une hausse notable en 2025, impactant directement la facture de tous les Français.


Estimation du cout du parc renouvelable électrique (hors hydraulique ancien) : entre 60 et 100 milliards d'euros investis depuis les années 2000–2010 jusqu'à aujourd’hui soit envrion 1,4 milliards d'euros / GW.

Nucléaire :

La puissance installée du parc nucléaire français est d'environ 63 GW fin 2025, elle repose sur 57 réacteurs (56 REP de génération II + l'EPR de Flamanville 3, couplé au réseau fin 2024).
61 euros / MWh c'est la moyenne du cours sur le marché de l’électricité sur 2025.
Avec un Arenh à 42 euros du MWh on comprends mieux comment EDF se faisait plumer. 

La PPE 3 (Programmation Pluriannuelle de l’Énergie n°3) est le document officiel de planification énergétique de la France pour la période 2026-2035. Il a été publié par le gouvernement en février 2026 par décret pris par le gouvernement seul, sans vote final du Parlement..

Prévision PPE3 :

2°/ Situation
 

Malgré ces atouts, la situation est critique :

- Hausse explosive des prix de sur le marché de l'électricité :  Jusqu'à >1 000 € / MWh en 2022) et des pics au-delà de 400 € / MWh en 2026.
- 12 millions de Français en précarité énergétique (1 ménage sur 5).

- 35% des français déclarent avoir eu froid dans leur logement au cours de l’hiver 2024-2025.

- Le prix moyen de l’électricité pour les ménages français a augmenté de 18 % en 2024.
- Le prix du kWh au tarif réglementé (TRV EDF, option Base 6 kVA) est actuellement autour de 0,194 € TTC en avril 2026, Depuis 2007 soit le début de la libéralisation du marché : le prix du kWh a plus que doublé (environ +80 à +130 % ). Il était à 0,106 en 2007  passé d'environ 0,106 € à 0,194 - 0,250 € selon les périodes de pic.
- Risque de black-out (hiver 2022-2023) et à 2 reprises en 2025 (source les echos).
- Coûts exorbitants : bouclier tarifaire (20 à 110 milliards €), subventions renouvelables (121 milliards €), investissements réseau (près de 1000 milliards € prévus).
- Fermeture de Fessenheim (pour remplacer la production des deux réacteurs de Fessenheim, il faudrait aligner des éoliennes terrestres sur 1 200 à 1 500 km en ligne droite (soit 1,5 à 2 fois la distance Paris-Marseille).
- Selon la Cour des comptes, les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, ont représenté un coût total pour les finances publiques de 26,5 milliards d'euros entre 2016 et 2024, soit un coût annuel moyen de 2,9 milliards.

3°/ Et l'Union européenne la dedans ?

Le Conseil de l'Union européenne a adopté une directive sur les énergies renouvelables visant à porter la part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique globale de l'UE à 42,5 % d'ici à 2030.
Le 7 mai 2026, les Échos révèlent que la Commission européenne demande explicitement à la France de revoir sa copie sur le mécanisme d’aides. Coût estimés : 72,8 milliards d'euros - hors coûts de financement (intérêts du prêt, inflation...). Bruxelles craint que ces aides renforcent la position dominante d’EDF et faussent la concurrence. Elle invite Paris à « revoir sa copie » sur certains paramètres. La France n’est plus souveraine pour financer ses propres centrales nucléaires dont elle a besoin, pour sa sécurité énergétique et sa décarbonation. La Commission européenne pourrait même exiger la fin des tarifs réglementés de vente de l'électricité d'EDF, ou encore la séparation d'activités au sein du groupe ! Le marché européen libéralisé + les directives européennes pénalisent notre nucléaire bas carbone pendant que Bruxelles impose ses conditions. Source : Les échos.
- Les Français paient environ 3,2 fois plus que le coût réel de production. Coût de production ≈ 60 € / MWh (0,060 € / kWh), prix final payé ≈ 194 €/MWh. (0,194 € / kWh), et nous allons voir pourquoi :

3°/ Le démentelement d'EDF par l'Union européenne et ses directives
 

1996 : Directive 96/92/CE - Ouverture à la concurrence de la production et de la fourniture
2003 : Directive 2003/54/CE - Séparation juridique des réseaux (RTE/Enedis). Jusqu’alors Etablissement Public, EDF devient une Société Anonyme.
2009 : Directive 2009/72/CE - Renforcement de l'indépendance des régulateurs et intégration régionale
2019 : Directive (UE) 2019/944 - Transition énergétique et marché intérieur de l'électricité
2025 : Directive (UE) 2024/1711 - La Commission européenne a envoyé, le 27 mars 2025, des lettres de mise en demeure (première étape de la procédure d’infraction) à 26 États membres pour non-transposition complète de la Directive sur l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité !
L’article 194 du Traité sur le Fonctionnement de l’Union européenne (TFUE) établit le marché intérieur de l'énergie. Sortir de ce marché est impossible car cela nécessite une modification à l'unanimité des traités. L’Allemagne, l’Espagne et le Portugal ne sont pas sortis du marché européen de l’énergie, seul le Frexit peut le faire.
Objectif caché : Ouvrir le capital aux intérêts privés et détruire l'avantage compétitif du nucléaire français.

Ce marché européen profite à l’Allemagne. La Bourse européenne de l'énergie (EPEX SPOT) est détenue à 51 % par EEX Group (European Energy Exchange Group), qui est une filiale majoritairement détenue par Deutsche Börse AG (société multinationale allemande spécialisée dans les infrastructures de marchés financiers).

5°/ L'Absurdité du "Merit Order"

Le prix de marché est fixé par le coût de la dernière centrale appelée. Le gaz fixe le prix la plupart du temps, même quand il ne produit que 5-15 % de l’électricité à l’instant T. 
Résultat : les consommateurs paient l’électricité comme si elle était majoritairement produite au gaz, alors qu’elle est souvent majoritairement nucléaire ou renouvelable.

C’est particulièrement grotesque en France : on a l’un des mixes les plus décarbonés et à bas coût marginal d’Europe, mais les prix de gros suivent quand même ceux de l’Allemagne ou de l’Italie quand le gaz flambe. 

Avec la montée des renouvelables, l’effet s’amplifie dans les deux sens :

Quand il y a beaucoup de soleil / vent → prix très bas ou négatifs (merit order effect positif pour les consommateurs).
Quand il n’y en a pas → prix qui s’envolent sur le gaz (effet très douloureux).
Ça crée une volatilité extrême qui n’a plus grand-chose à voir avec le coût réel moyen de production.

Les consommateurs paient l’électricité comme si elle était majoritairement produite au gaz, alors qu’elle est souvent majoritairement nucléaire ou renouvelable.

Avec le marché européen de l'électricité (merit order) les prix sont alignés sur les centrales les plus chères (gaz / charbon), même pour le nucléaire français bon marché, ce qui a fait augmenté les prix surtout depuis la destruction de NordStream 1 et 2 par ... 

5°/ L'Arnaque ARENH : Subventionner la concurrence


- L’article 106 du TFUE impose des règles de concurrence au sein de l’Union européenne. La loi NOME, entrée en vigueur le 1er juillet 2011 sous la pression de la Commission européenne, imposait à EDF de céder près d’un quart de sa production nucléaire à la concurrence soit 100 TWh max / an à un prix défini de 42 € / MWh par arrêté, dit « Arenh » (pour « Accès régulé à l’électricité nucléaire historique »). Cette usine à gaz et gabegie pour EDF à pris fin au 31 décembre 2025.

- Le cadre réglementaire européen du marché intérieur de l’électricité (règlement UE 2019/943) à mis en place le VNU (Versement Nucléaire Universel) au 1er janvier 2026 en remplacement de l’Arenh. Le VNU va taxer les revenus nucléaire d'EDF lorsque les prix du marché dépassent certains seuils : Les revenus excédentaires au-dessus de 78 € / MWh sont taxés à 50 % . Au-delà de 110 €/MWh, les revenus excédentaires sont taxés à 90 %.

- Les députés ont approuvé une proposition de loi en février 2026 visant à relancer l'investissement dans les barrages français en purgeant un litige avec la Commission européenne qui dure depuis plus de vingt ans, avec deux mises en demeure à la France  (position dominante et non‑remise en concurrence des concessions échues). Depuis 2015, la Commission européenne accuse EDF de « position dominante » et exige l’ouverture à la concurrence des concessions hydroélectrique (article 106 du TFUE). L'arrêt du chantage a été obtenu avec d'énormes concessions faites à Bruxelles :
La proposition de loi fixe un objectif d'au moins 40% des capacités hydroélectriques qui vont être mises aux enchères vendues au prix du marché influencés par la bourse de l’électricité (EPEX Spot et marchés à terme) et par les mécanismes européens de concurrence ! Une sorte d’Arenh appliqué à l’hydraulique. Ce système spéculatif viendra gonfler le calcul du Tarif Réglementé de Vente (TRV) provoquant une nouvelle hausse des factures pour les usagers.

- Transition énergétique imposée par Bruxelles : objectifs renouvelables (42 %) contraignants, intermittence causant instabilité, impacts écologiques réels (béton, déforestation).
- Ingérences étrangères (Allemagne pour fermeture de Fessenheim, USA sur turbines Alstom / Arabelle), pétrole (TotalEnergies envisage de se coter à la Bourse de New York).


6°/ La modulation 

On parle de modulation lorsqu’un réacteur fonctionne à une puissance inférieure à sa puissance maximale ou est arrêté (à l’exception des arrêts pour rechargement du combustible, maintenance, fortuit ou encore des limitations liées aux contraintes environnementales ou réglementaires).
Le parc nucléaire français a été conçu et optimisé pour une production de base relativement continue. Face à la montée en puissance du solaire et de l’éolien, il est de plus en plus sollicité pour moduler sa production. Selon le rapport d’EDF publié en février 2026, les volumes de modulation du parc nucléaire sont passés d’environ 15 TWh en 2019 à 31 TWh en 2024 (dont environ 13 TWh purement liés à un manque de débouchés économiques) et 33 TWh en 2025, soit près de 9 % de la production nucléaire et + 100 % de modulation depuis 2019. EDF projette que ce volume pourrait atteindre 42,5 TWh en 2028 dans un scénario de hausse modérée de la consommation.
Historiquement concentrée la nuit et le week-end pour suivre la baisse de la demande, la modulation intervient désormais aussi en pleine journée, au moment des pics de production solaire. Elle se traduit par des baisses de puissance fréquentes, parfois des arrêts complets de réacteurs, et par un renchérissement des coûts de maintenance (contrôles plus fréquents, usure accélérée de certains composants du circuit secondaire). EDF chiffre des surcoûts récurrents de l’ordre de de 1,5 à 3,75 millions d'euros / an selon le rapport EDF sur la modulation, avec des coûts potentiellement plus élevés en cas de remplacements anticipés de composants.
La cause est notre appartenance à l'Union européenne et des EnR intermittentes en Europe, qui inondent le marché. Sans l'Union européenne (quotas verts obligatoires, directive sur les énergies renouvelables, Green Deal, libéralisation du marché, bourse de l'énergie (EPEX SPOT), marché de l'énergie), on n'en serait pas là. Ce rapport est sorti juste après le décret de la PPE3… Il n'y a même pas eu de vote ni de débat au parlement, c'est antidémocratique et la PPE3 continue dans cette erreur.

7°/ Marché de l'électricité : Pourquoi la France ne touche pas tout le bénéfice de ses exports

Les producteurs français (EDF, etc.) vendent souvent au prix français (bas), même quand l’électricité part à l’étranger où elle se vend beaucoup plus cher. La différence de prix (la « rente de congestion ») est captée par RTE et les gestionnaires de réseaux européens à cause des interconnexions saturées.

Résultat : l’acheteur étranger paie plein pot, le producteur français touche peu… et EDF a du mal à financer de nouvelles centrales.

On produit une électricité propre et bon marché mais le marché européen fait que les consommateurs français paient cher, tandis que la valeur créée profite en partie aux réseaux et aux voisins.

8°/ Label « durabilité » de la Commission européenne

Un projet de label « durabilité » de la Commission européenne (mai 2026) risquait d’exclure le nucléaire et l’hydroélectricité historique du calcul d’empreinte carbone des data centers, en favorisant uniquement les renouvelables.

La France, dont environ 90 % de l’électricité est décarbonée (nucléaire + hydraulique), se serait retrouvée pénalisée : un centre de données alimenté par son mix bas-carbone risquait d’être moins bien noté qu’une installation dans un pays au mix plus carboné.

Sous pression (lettre de Christophe Grudler et de plusieurs États membres), la version finale adoptée en septembre 2026 a intégré le nucléaire parmi les énergies à faibles émissions.

Cet épisode illustre néanmoins une tendance européenne à privilégier une approche idéologique des renouvelables plutôt que la neutralité technologique, ce qui peut freiner les investissements en France malgré son avantage énergétique.

Résultat potentiel : détournement partiel d’investissements, manque à gagner, moins d’emplois, souveraineté numérique affaiblie et dépendance accrue aux data centers US ou asiatiques.
À quel moment l’Union européenne joue-t-elle réellement pour les atouts français (nucléaire, mix décarboné) ? La France reste contributrice nette au budget de l’UE (plusieurs milliards par an selon les années).

9°/ Propositions principales de l'UPR pour la présidentielle

La France et EDF ne sont pas souverains dans le mix énergétique, grâce au Frexit (sortie unilatérale de l’Union européenne via article 50) et avec François Asselineau président, nous reprendrons la pleine souveraineté sur les prix basés sur coûts réels de production et nous arrêterons cette transition énergétique qui nous est imposée. Sortir du marché européen de l'électricité est impossible sans sortir de l'Union européenne car il faut l’unanimité des 27 états membres. Avec François Asselineau président, nous reprendrons la pleine souveraineté sur des prix basés sur les coûts réels de production, nous arrêterons cette transition énergétique qui nous est imposée et privilégierons le nucléaire, l’hydraulique (investissement) et le bas carbone. Nous relancerons le projet ASTRID (réacteur 4ᵉ génération) pour recycler les déchets et assurer l'indépendance de la France qui dispose en outre de stocks d’uranium sur son territoire. Le stock actuel d’uranium naturel correspond à 2 ans de production d’électricité nucléaire sur la base de 58 réacteurs en fonctionnement en France (56 maintenant après la fermeture de Fessenheim). À cela s’ajoute le stock d’uranium appauvri, propriété d’Orano (320.000 tonnes d’uranium appauvri représentant environ 60.000 tonnes d’uranium enrichi), soit 7 à 8 ans d’approvisionnement pour le fonctionnement du parc nucléaire français. À titre d’exemple, ces stocks sont simplement de quelques mois pour le gaz ou le pétrole. Ce qui fait un total de 4+2+7=13 ans de production rien que par le stockage. 
Enfin, nous soutiendrons des projets comme ce projet industriel qui vise à augmenter de 30 % les capacités d’enrichissement pour concurrencer l’uranium enrichi Russe.

En résumé l’éolien et le gaz agissent main dans la main pour permettre une spéculation au plus proche du temps réel. Les Allemands ont poussé à fermer Fessenheim et s'accordent environ les deux tiers du parc éolien français ! Les Etats Unis ont détruit la compétitivité industrielle Allemande en participant au sabotage de Nord Stream ! Méfiez-vous de vos alliés, c'est parmi eux que sommeillent les traitres (Franck Ntasamara, poète). Toute la fable du couple Franco-allemand s'écroule sous nos yeux ainsi que l'Union européenne qui ferait contre-poids aux États-Unis ou à la Chine. La réalité est là, devant nous, nos gouvernements successifs en France ont collaboré contre la nation dans cette guerre de l'énergie. Les grands gagnants de cette guerre sont les États Unis et la Russie, après le Frexit, ils auront des comptes à rendre.
En 2027 votons François Asselineau.

* Pour mieux comprendre :
1 année = 8 760 heures (365 jours × 24 heures)

449 TWh = 449 000 000 000 kWh

Puissance moyenne = 449 000 000 000 kWh ÷ 8 760 h = 51 256 MW (51,25 GW) en permanence.
Donc quand on dit « la France consomme 449 TWh », c’est comme si on avait 51 réacteurs nucléaires de 1 GW qui tournaient à fond non-stop toute l’année.

1 GW de puissance instantanée c'est l'équivalent de 10 millions d'ampoules de 100 Watt allumées en même temps, à pleine puissance (si une ampoule électrique de 100 W reste allumée pendant une heure, cette ampoule aura consommé 100 Wh d’énergie, si vous laissez cette ampoule de 100 W allumée deux heures, elle consommera 200 Wh d’énergie).

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Annexe :
Le parc de Saint-Nazaire
480 MW, 80 éoliennes, ~2 milliards €. Facteur de charge réel : 32 % en 2024, 37 % en 2025 (~1,6 TWh). Tarif d’achat d’origine ~144 €/MWh (indexé vers ~170). Payé par le consommateur / contribuable via le soutien public, pas « offert » par EDF.
Emprise au sol
Saint-Nazaire : 78 km² de zone, mais seulement ~0,3 km² vraiment occupés. Une tranche 900 MW : ~0,3 km² de site. Pour produire autant qu’une tranche, il faudrait ~3,5 parcs, donc ~270 km² de mer.

Un site français typique de 4 réacteurs 900 MW fait environ 100 à 160 hectares (1 à 1,6 km²) au total.
Soit, par tranche de 900 MW : environ 25 à 40 hectares (0,25 à 0,40 km²).
Exemples : Chinon 155 ha pour 4×900 MW ; Cruas 148 ha pour 4×900 MW ; Bugey 100 ha pour 4×900 MW.

Facteur de charge
Part du temps où une installation produit à fond. Une tranche nucléaire 900 MW à 70 % ≈ 5,5 TWh/an, soit ~3,5 fois Saint-Nazaire.

Une tranche de 900 MW qui fonctionnerait à fond toute l’année (8 760 h) produirait :900 × 8 760 = 7,884 TWhAvec un facteur de charge de 70 % :7,884 × 0,70 ≈ 5,52 TWh par an.À titre de comparaison : le parc éolien de Saint-Nazaire (480 MW, facteur de charge 37 % en 2025) a produit 1,6 TWh. Une seule tranche nucléaire de 900 MW à 70 % produit donc environ 3,5 fois plus qu’un parc offshore de 480 MW dans une bonne année.(Les réacteurs de 1 300 MW ou l’EPR de 1 650 MW, au même facteur de charge, produisent encore davantage).

Soutien public 2026 (CRE)
EnR électriques métropole ~7,3 Md€ (solaire ~4,1, éolien terre ~1,2, mer ~1,0). Total CSPE ~12–13 Md€. Pas 15 Md€ aujourd’hui. Les « 15–17 Md€ » d’André Merlin, c’est surtout une projection 2035 s’il applique la PPE3 avec des tarifs élevés.André Merlin (fondateur de RTE)

Aujourd’hui (2026)

Soutien aux EnR électriques en métropole : environ 7,3 milliards €

dont solaire ~4,1 Md€, éolien terrestre ~1,2, éolien mer ~1,0

Toutes les charges de service public de l’énergie (EnR + Outre-mer + biométhane + cogénération, etc.) : environ 12–13 milliards €

Patrice Cali, membre du bureau politique de l'UPR.