Inventaire des infrastructures de production opérationnelles
La France se distingue à l’échelle mondiale par la concentration de ses structures énergétiques. Pour l’année 2026, l’activité repose sur 18 sites industriels logeant 57 unités de type « réacteur à eau pressurisée » (REP), ce qui représente un potentiel global de 62,9 GW. Cet héritage technique provient de la stratégie nationale engagée dans les années 1970 sous le plan Messmer, visant à standardiser les chantiers. Véritable colonne vertébrale du réseau électrique, cet outil fait l’objet d’un objectif de production fixé à 360 TWh pour 2027 par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).
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Nomenclature et distribution des CNPE
L’exploitation industrielle de ces unités est encadrée sous l’appellation de CNPE (Centre Nucléaire de Production d’Électricité). La distribution géographique des 18 CNPE d’EDF répond à des contraintes environnementales strictes : un accès permanent à une ressource en eau pour assurer le refroidissement, conjugué à un positionnement à l’écart des grandes agglomérations.
La flotte se scinde en quatre catégories de puissance et de technologie :
- Génération 900 MW (CP0, CP1, CP2) : Gravelines (6 unités), Blayais (4), Bugey (4), Chinon (4), Cruas (4), Dampierre (4), Tricastin (4), Saint-Laurent-des-Eaux (2).
- Génération 1 300 MW (P4, P’4) : Cattenom (4), Paluel (4), Belleville-sur-Loire (2), Flamanville (2), Golfech (2), Nogent-sur-Seine (2), Penly (2), Saint-Alban (2).
- Génération N4 (1 450 MW) : Chooz (2), Civaux (2).
- Technologie EPR (1 650 MW) : Flamanville 3 (1 unité raccordée en décembre 2024).
Si cette politique de paliers identiques a optimisé les coûts de construction et le retour d’expérience, elle expose le réseau à un risque technique partagé. Un défaut générique sur un modèle peut paralyser plusieurs réacteurs simultanément, comme l’a illustré l’épisode de corrosion sous contrainte survenu entre 2021 et 2022.
Typologie des réacteurs et capacités énergétiques de la flotte
Les 57 unités opérationnelles illustrent les différentes phases de modernisation de l’industrie nucléaire française. Le socle historique est constitué par les 32 tranches de 900 MW. Couplées au réseau entre 1978 et 1987, elles forment le contingent le plus ancien mais le plus représenté.
Le palier de 1 300 MW compte quant à lui 20 unités. Conçues durant les années 1980 pour accompagner la hausse de la demande d’énergie, ces structures de grand gabarit ont été implantées sur des sites disposant de capacités de refroidissement adaptées.
Le palier N4 sert de passerelle technique avant la troisième génération, avec 4 réacteurs de 1 450 MW mis en service entre 1996 et 2002, affichant des gains en matière de sûreté et d’efficacité.
Enfin, l’EPR de Flamanville 3 (1 650 MW) marque l’entrée dans la dernière génération technologique. Son raccordement au réseau en décembre 2024, à l’issue d’un chantier complexe de 17 ans, témoigne des défis de la maîtrise industrielle contemporaine tout en concrétisant le savoir-faire national.
Le potentiel maximal de 62,9 GW permet de faire face aux pics de demande en période hivernale. Néanmoins, cette capacité nominale doit être pondérée par un taux de disponibilité moyen d’environ 73 %, induit par les arrêts programmés pour rechargement du combustible, opérations de maintenance et visites décennales.
| Site industriel | Nombre d’unités | Palier technique | Puissance nominale (MW) | Année de premier couplage |
| Blayais | 4 | CP1 | 900 | 1981 |
| Bugey | 4 | CP0 | 900 | 1979 |
| Chinon | 4 | CP1 | 900 | 1984 |
| Cruas | 4 | CP2 | 900 | 1984 |
| Dampierre | 4 | CP1 | 900 | 1980 |
| Gravelines | 6 | CP1 | 900 | 1980 |
| Saint-Laurent | 2 | CP1 | 900 | 1983 |
| Tricastin | 4 | CP1 | 900 | 1980 |
| Belleville | 2 | P4 | 1 300 | 1987 |
| Cattenom | 4 | P4 | 1 300 | 1986 |
| Flamanville | 2 | P4 | 1 300 | 1986 |
| Golfech | 2 | P’4 | 1 300 | 1991 |
| Nogent-sur-Seine | 2 | P4 | 1 300 | 1987 |
| Paluel | 4 | P4 | 1 300 | 1984 |
| Penly | 2 | P4 | 1 300 | 1990 |
| Saint-Alban | 2 | P4 | 1 300 | 1985 |
| Chooz | 2 | N4 | 1 450 | 1996 |
| Civaux | 2 | N4 | 1 450 | 1997 |
| Flamanville 3 | 1 | EPR | 1 650 | 2024 |
Indicateurs clés de la production d’électricité
Après le point bas de la crise de 2022 (279 TWh), la production d’origine nucléaire se redresse. Le bilan s’est établi à 361,7 TWh en 2024, tandis que la trajectoire officielle anticipe 360 TWh pour 2027, sur la base d’un taux de disponibilité de 73,2 % et d’un taux d’utilisation de 89,6 %. La CRE table sur une moyenne annuelle de 362 TWh pour le bloc d’années 2026-2028.
L’atome fournit ainsi 65 % à 70 % des besoins en électricité de la France, devançant largement l’hydraulique (environ 13 %), l’éolien (9 %) et le photovoltaïque (5 %). Le parc nucléaire prend à sa charge la puissance de base du réseau, l’ajustement face aux pics de consommation étant complété par les énergies renouvelables et le parc thermique fossile.
Sur le plan mondial, la France est le deuxième producteur d’électricité nucléaire en volume absolu, se plaçant derrière les États-Unis (dont les 93 réacteurs génèrent près de 800 TWh). En proportion de son mix national, elle occupe en revanche la première place mondiale. Cette spécificité garantit un profil bas carbone à l’électricité française, avec des émissions moyennes sous les 50 g CO₂/kWh, à comparer aux ratios de l’Allemagne (plus de 300 g) ou de la Pologne (400 g).
Organisation géographique des CNPE sur le territoire
Principes directeurs de l’implantation des centrales
Le maillage du territoire s’appuie sur une planification globale datant des années 1970, conciliant contraintes hydrologiques, impératifs de sécurité civile et optimisation du réseau de transport. Les 18 implantations suivent les fleuves majeurs (le Rhône, la Loire, la Seine, le Rhin et la Meuse) ou se positionnent en bordure maritime (Manche et mer du Nord).
Trois exigences fondamentales ont guidé ces implantations : l’accès continu à une source de refroidissement, l’éloignement des grands pôles de population pour limiter l’exposition aux risques, et la répartition équilibrée de l’offre par rapport à la demande régionale. Pour visualiser l’état détaillé des sites en activité ou en cours de démantèlement, des cartographies mises à jour sont accessibles auprès de RTE ou de l’ASNR.
Les infrastructures de la moitié Nord
La zone septentrionale concentre de fortes capacités pour répondre aux besoins industriels et démographiques majeurs. Le site de Gravelines, situé près de Dunkerque, est le plus puissant de France avec 6 unités de 900 MW (5 400 MW au total), approvisionnant le bassin des Hauts-de-France et alimentant les échanges avec la Belgique.
Dans les Ardennes, le CNPE de Chooz exploite 2 tranches N4 de 1 450 MW le long de la Meuse. La Normandie héberge pour sa part deux sites d’importance en Seine-Maritime : Paluel et ses 4 réacteurs de 1 300 MW (générant un excédent d’énergie par rapport à la consommation régionale), et Penly avec ses 2 unités de 1 300 MW. Cette configuration soutient l’activité économique historique du Nord tout en favorisant l’interconnexion européenne.
Les infrastructures de la moitié Sud
La vallée du Rhône constitue le principal corridor nucléaire méridional, abritant quatre centrales réparties sur un tracé de 200 kilomètres. Le site du Tricastin (Drôme) aligne 4 unités de 900 MW et se double d’un rôle industriel clé en alimentant l’infrastructure d’enrichissement d’uranium d’Orano.
En remontant le fleuve se trouvent la centrale de Cruas (Ardèche) avec ses 4 tranches de 900 MW, puis celle de Saint-Alban (Isère) dotée de 2 réacteurs de 1 300 MW. Plus en amont, le CNPE du Bugey (Ain) approvisionne la région lyonnaise via 4 unités de 900 MW, les réacteurs 2 et 3 étant les plus anciens du parc actuel avec un démarrage en 1979. Le Sud-Ouest est quant à lui desservi par la centrale de Golfech (Tarn-et-Garonne), qui exploite 2 réacteurs de 1 300 MW sur la Garonne. Cet ensemble rhodanien et aquitain couvre les besoins de Lyon, Marseille et du bassin méditerranéen.
Configuration spécifique autour du bassin parisien
Pour des raisons de sécurité civile liées à la densité urbaine, aucune centrale n’a été édifiée au cœur de l’Île-de-France, évitant ainsi d’exposer directement une zone de 12 millions d’habitants.
Cependant, la consommation de la capitale est couverte par deux sites implantés en périphérie : le CNPE de Nogent-sur-Seine (Aube), situé à 110 kilomètres au sud-est et équipé de 2 réacteurs de 1 300 MW, et celui de Dampierre (Loiret), implanté sur la Loire à 130 kilomètres au sud avec ses 4 unités de 900 MW. L’énergie produite est acheminée vers la région parisienne par le réseau haute tension de RTE.
Gros plan sur quatre sites clés du réseau français
Gravelines : le pivot énergétique national
Avec une puissance cumulée de 5 400 MW répartie sur six réacteurs, Gravelines s’impose comme la centrale la plus importante d’Europe de l’Ouest en nombre de tranches. Sa production a atteint 32,27 TWh en 2025, couvrant près de 60 % des besoins électriques des Hauts-de-France. Le site emploie environ 3 000 personnes et génère 116 millions d’euros d’investissements locaux par an. Une réflexion est menée depuis juillet 2023 pour y implanter deux futurs réacteurs de type EPR2.
Chinon : le point de départ du programme nucléaire civil
Le site d’Avoine a marqué le début de la production d’électricité nucléaire en France avec le démarrage en 1963 de Chinon A1, un réacteur basé sur la filière Uranium Naturel Graphite Gaz (UNGG). Le site a ensuite négocié son virage technologique avec la construction de quatre tranches REP de 900 MW (CP2) connectées entre 1984 et 1988. Les anciennes installations UNGG (arrêtées entre 1973 et 1990) sont en déconstruction jusqu’en 2060, et la structure sphérique historique « la Boule de Chinon » reçoit 2 000 visiteurs annuels. La partie en activité (Chinon B) a produit 23,5 TWh en 2025 (6,3 % du total nucléaire français).
Flamanville : la coexistence de deux générations technologiques
Ce site normand symbolise l’évolution de la filière. Il associe deux réacteurs de 1 300 MW du palier P4 mis en service en 1986-1987 à l’unité Flamanville 3, premier EPR français de 1 650 MW. Ce réacteur de troisième génération a réalisé son premier couplage au réseau le 21 décembre 2024 à 11h48, concluant un chantier de 17 ans marqué par d’importants retards et surcoûts. Malgré ces difficultés industrielles, Flamanville 3 apporte des avancées majeures en matière de sûreté (comme ses quatre systèmes de sauvegarde indépendants) et poursuit sa montée en puissance sous le contrôle de l’ASNR.
Le Tricastin : un carrefour industriel intégré
Au-delà de ses quatre réacteurs de 900 MW, ce complexe de 650 hectares se distingue par l’usine d’enrichissement d’uranium Georges Besse II exploitée par Orano. En 2024, un plan d’extension de 1,7 milliard d’euros a été lancé pour augmenter les capacités de centrifugation de 30 % d’ici 2030, afin de renforcer l’indépendance de l’Europe vis-à-vis de l’opérateur russe Rosatom. Le site matérialise l’intégration complète de la filière française, de la gestion du combustible à la production électrique.
Jalons historiques et trajectoire du nucléaire en France
Des origines scientifiques au déploiement de la filière nationale
L’histoire nucléaire française débute au sortir de la guerre avec la création, le 18 octobre 1945, du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) sous la direction de Frédéric Joliot-Curie et Raoul Dautry. Le projet visait à l’origine à la fois la souveraineté militaire et les débouchés civils.
Après les premiers réacteurs de recherche (pile Zoé en 1948, Phénix à Marcoule), la France valide la technologie UNGG et lance le chantier de Chinon A1 en 1957 (opérationnel en 1963 avec 70 MWe). D’autres unités de ce type suivront à Saint-Laurent et au Bugey, concrétisant l’ambition d’indépendance énergétique voulue par le général de Gaulle.
Le tournant stratégique du choc pétrolier de 1973
La crise de 1973, déclenchée par le conflit du Kippour et l’embargo de l’OPEP, fait s’envoler la facture de pétrole de la France de 15 à 52 milliards de francs entre 1972 et 1974. Pour y faire face, le Premier ministre Pierre Messmer annonce en novembre 1973 un plan de construction massif de 13 réacteurs de 1 000 MW.
Ce choix s’accompagne de l’abandon de la filière UNGG au profit des réacteurs à eau pressurisée (REP), construits sous licence américaine Westinghouse. Entre 1975 et 2000, 58 réacteurs de ce type (répartis sur les paliers 900, 1 300 et 1 450 MW) sortent de terre. La part du nucléaire dans la production électrique passe alors de 5 % en 1973 à plus de 75 % au début des années 2000, avec un rythme maximal dans les années 1980 où jusqu’à 6 réacteurs étaient connectés par an.
Des remises en question à la relance de la filière
Les accidents de Tchernobyl (1986) et Fukushima (2011) ont modifié la perception publique du nucléaire. La loi de transition énergétique de 2015 fixait ainsi comme objectif de réduire la part de l’atome à 50 % à l’horizon 2025 (cible repoussée ensuite à 2035), entraînant l’arrêt de la centrale de Fessenheim en 2020.
L’année 2022 marque cependant un revirement stratégique dicté par les enjeux climatiques et géopolitiques. Lors du discours de Belfort le 10 février 2022, le président Emmanuel Macron annonce la commande de 6 nouveaux réacteurs de type EPR2, avec une option pour 8 supplémentaires. Ce programme est validé dans la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE 3) de février 2026, visant une cible de production de 380 à 420 TWh à l’horizon 2035. La stratégie actuelle repose sur l’extension de la durée de vie du parc existant au-delà de 50 ans et l’arrivée des premiers EPR2 à la fin de la décennie 2030 pour garantir la décarbonation et la souveraineté du pays.
Transition et avenir du parc : gestion de la fin de vie et nouvelles tranches
Démantèlement des sites arrêtés et prolongation du parc
La mise à l’arrêt de la centrale de Fessenheim (Haut-Rhin) en 2020 a ouvert la voie au premier grand chantier de démantèlement complet, validé par décret en mai 2026 pour une fin programmée au 30 juin 2048. Les opérations intègrent la démolition des structures majeures, dont les cuves des deux réacteurs.
D’autres chantiers de déconstruction se poursuivent à Brennilis, Chooz A, Bugey 1 et Creys-Malville (Superphénix). La Cour des comptes surveille attentivement ces opérations pour veiller au respect des budgets et des calendriers, imposant un provisionnement financier rigoureux pour éviter de léguer ces coûts aux générations futures.
Pour les 57 réacteurs en activité, la prolongation au-delà des 40 ans initialement prévus est arbitrée au cas par cas par l’ASNR dans le cadre du programme de maintenance industrielle du « Grand Carénage », permettant d’envisager une exploitation jusqu’à 50 ou 60 ans après examen de la conformité sécuritaire des composants.
Le programme de construction EPR2 et les projets d’avenir
Le déploiement industriel des 6 réacteurs de type EPR2 (1 670 MW par unité) s’organisera par paires sur trois implantations définies : Penly (Seine-Maritime) avec une mise en service ciblée en 2038, suivis par Gravelines (Nord) puis le Bugey (Ain) avec un décalage de 12 à 18 mois entre chaque mise en exploitation. Le budget global estimé s’élève à 72,8 milliards d’euros (valeur 2020).
L’objectif de cet effet de série est d’optimiser les chaînes de fabrication et de maîtriser les coûts en tirant les enseignements du chantier de Flamanville 3, raccordé en décembre 2024. Le gouvernement doit également statuer avant la fin de l’année sur l’attribution d’une capacité additionnelle de 13 GW. À plus long terme, la réflexion englobe le développement de réacteurs modulaires de petite taille (SMR) et le projet international de fusion nucléaire ITER.
Évolution des mécanismes de marché et impact tarifaire
Le renouvellement des infrastructures s’accompagne d’une refonte du modèle de tarification. La CRE a fixé le coût complet de production à 60,3 €/MWh pour la période 2026-2028. Ce montant sert de base au Versement Nucléaire Universel (VNU), dispositif qui remplace le mécanisme de l’ARENH depuis le 1er janvier 2026.
Sous le régime du VNU, EDF vend son électricité aux prix du marché mais reverse une fraction de ses gains : une taxe de 50 % s’applique sur les recettes dépassant les 60,3 €/MWh, et ce taux s’élève à 90 % en cas de franchissement d’un second plafond réglementaire. Les fonds prélevés sont restitués à l’ensemble des consommateurs sous la forme d’une réduction appliquée sur leurs factures d’électricité.
Ce nouveau cadre réglementaire modifie la structure des coûts pour les entreprises et les professionnels.
L’équation financière de la filière doit ainsi concilier le financement de dizaines de milliards d’euros pour les EPR2, la prise en charge des chantiers de démantèlement au long cours et le maintien de prix compétitifs pour les usagers. La viabilité de ce schéma repose sur la stricte comptabilisation des provisions pour la gestion des déchets et de la fin de vie des centrales dans le bilan d’EDF.
| Type d’installation | Emplacement géographique | Année de mise à l’arrêt | Statut administratif et industriel | Perspective de démarrage |
| Centrale arrêtée | Fessenheim (Haut-Rhin) | 2020 | Décret de démantèlement validé (cible 2048) | — |
| Centrale en déconstruction | Brennilis | 1985 | Opérations de démontage en cours | — |
| Centrale en déconstruction | Chooz A | 1991 | Opérations de démontage en cours | — |
| Centrale en déconstruction | Bugey 1 | 1994 | Opérations de démontage en cours | — |
| Centrale en déconstruction | Creys-Malville (Superphénix) | 1998 | Opérations de démontage en cours | — |
| Futur réacteur | Penly (Seine-Maritime) | — | Programme EPR2 (2 unités) | 2038 |
| Futur réacteur | Gravelines (Nord) | — | Programme EPR2 (2 unités) | 2039-2040 |
| Futur réacteur | Bugey (Auvergne-Rhône-Alpes) | — | Programme EPR2 (2 unités) | 2040-2041 |
