(Par GÉRALDINE WOESSNER dans Le Point du 16/7/26)
Production en hausse, exportations record, prix négatifs plus fréquents : le bilan électrique du premier semestre 2026 dressé par RTE confirme le retour à pleine puissance du système français… Alors que la consommation stagne.
Portée par le nucléaire, l’éolien et le solaire, la production française d’électricité a atteint 284,3 TWh au premier semestre 2026 – une électricité décarbonée à 95,2%, un record historique.
Championne toutes catégories de l’électricité décarbonée, la France a battu au premier semestre 2026 un nouveau record. Ou plutôt, plusieurs, selon le bilan publié ce 16 juillet par le gestionnaire de réseau RTE : 284,3 TWh produits en six mois, dont 95,2 % décarbonés – du jamais vu sur les six premiers mois de l’année. Des émissions tombées à 4,9 millions de tonnes équivalent CO₂, leur plus bas niveau historique. Et 51 TWh d’exportations nettes, contre 38 TWh un an plus tôt. Quatre ans après la crise de 2022, le redressement du système électrique français est spectaculaire.
Mais alors que la production s’envole, portée par le retour du nucléaire et l’essor du solaire et de l’éolien, la consommation, elle, ne décolle pas : elle s’établit à 230,6 TWh sur le semestre, soit seulement 2,2 TWh de plus qu’au premier semestre 2025. Pire :
« la consommation n’a pas retrouvé son niveau d’avant 2019 et la crise du Covid », alerte Thomas Veyrenc, directeur général de RTE, et reste « 5,7 % inférieure à la consommation de la période 2014-2019 ».
Un écart entre offre et demande qui alimente un autre record, beaucoup moins enviable : notre électricité s’est vendue à prix négatif pendant 407 heures au premier semestre, soit près de 10 % du temps.
La France produit-elle trop d’électricité ? La brade-t-elle vraiment à ses voisins ? Le réseau est-il menacé par cette abondance ? Et, surtout, à quoi serviront les dizaines de térawattheures supplémentaires promis par le gouvernement dans sa dernière Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), notamment les futurs parcs éoliens en mer ? Le bilan de RTE permet de faire le point – et de détrôner certaines idées reçues.
Production record, y compris pendant la canicule
La première : la France non seulement ne manque pas d’électricité, mais elle est parfaitement armée pour affronter les périodes de canicule. Au pic de températures, fin juin, la demande est restée inférieure à 60 GW (alors que les pics hivernaux mobilisent 90 GW de capacités.)
« La France va rester exportatrice, même dans les périodes de canicules, même si les gens achètent des modules de climatisation, et même s’il y a ponctuellement un certain nombre de réacteurs nucléaires indisponibles », tranche Thomas Veyrenc.
Les canicules peuvent réduire le rendement des panneaux solaires, affaiblir l’éolien et contraindre certains réacteurs situés en bord de fleuve à réduire leur production pour éviter de réchauffer les eaux, mais ces pertes nucléaires restent, selon RTE, « de second ordre » à l’échelle du parc.
Autre idée reçue démentie : l’électricité exportée, qui représente près de 18 % de notre production, n’est pas « bradée » à nos voisins. RTE évalue sa valorisation nette à 3 milliards d’euros en appliquant le prix spot français, méthode retenue pour calculer la balance commerciale. Elle atteindrait 5,7 milliards d’euros si les mêmes volumes étaient valorisés aux prix moyens des pays destinataires, généralement bien supérieurs. Le prix moyen ressort ainsi à 61,20 euros par MWh selon la première méthode, contre 111,60 euros selon la seconde.
L’abondance de la production française se traduit aussi dans les prix de gros. Pour une livraison en 2027, le mégawattheure s’échangeait en moyenne à 54 euros en France, contre 89 euros en Allemagne et 101 euros en Italie. Il était même légèrement moins cher qu’en Espagne, à 57 euros. Ces écarts ne se retrouvent pas intégralement sur les factures, qui comprennent aussi les coûts de réseau, les taxes et les mécanismes de régulation. Mais ils montrent, souligne RTE, que le système français, largement nucléaire et renouvelable, produit aujourd’hui une électricité plus compétitive que celle de plusieurs grands voisins, encore dépendants du gaz.
Des surcapacités de plus en plus difficiles à gérer
La France n’est donc ni à court d’électricité, ni dépendante, ni pénalisée par un prix de gros uniforme à l’échelle européenne… Même en période de canicule, elle conserve des marges importantes – pour ne pas dire colossales. Le problème mis en évidence par RTE est désormais ailleurs : la production augmente vite, mais la consommation… presque pas.
Car si la France produit davantage, elle peine à développer les consommations susceptibles de remplacer les énergies fossiles dans les transports, le chauffage ou encore l’industrie. La légère reprise de la demande (+ 1 % par rapport au premier semestre 2025) a été portée par une poignée de grands industriels raccordés au réseau, dont la consommation a progressé de 0,5 TWh (une progression très modeste, signe d’un lourd retard d’électrification), et par le secteur résidentiel, en hausse de 1,1 TWh. En données brutes, la consommation totale est toutefois restée stable, en raison de la douceur de l’hiver.
Cette faiblesse contraste avec la croissance rapide du parc de production. Lorsque la demande diminue et que les moyens nucléaires, éoliens et solaires produisent simultanément, l’électricité peut ne plus trouver de débouché immédiat. Les prix spot ont ainsi été négatifs pendant 407 heures au premier semestre, soit près de 10 % du temps, contre 363 heures sur la même période de 2025. Ils ont atteint des niveaux inédits de – 478 euros par MWh le 26 avril et de – 498 euros le 1er mai. Ces épisodes signalent des périodes ponctuelles au cours desquelles l’offre excède la consommation, les capacités d’exportation et les possibilités de stockage… RTE doit alors demander aux installations de réduire leur production.
Coûts fixes
Jusqu’à récemment, l’essentiel de l’ajustement reposait sur le nucléaire, contraint de réduire sa production pour équilibrer le système lorsque l’offre devenait surabondante. Mais le curseur se déplace : les volumes modulés dans l’éolien et le solaire ont atteint 2,5 TWh au premier semestre, contre 1,9 TWh un an plus tôt, soit environ 5 % de leur production potentielle. Le nucléaire a, de son côté, modulé environ 10 TWh pendant les périodes de prix bas.
« Ce n’est qu’un début », insiste RTE,
qui souhaite que cette contrainte s’impose à tous les producteurs, la modulation étant indispensable au maintien de l’équilibre du réseau. Car elle a un coût : les installations, leurs raccordements et leurs charges fixes doivent être financés, même lorsqu’elles ne produisent pas. La multiplication des écrêtements réduit donc la quantité d’électricité sur laquelle ces coûts peuvent être répartis.
Le réseau constitue une autre contrainte. Les nouvelles capacités ne sont pas toujours situées à proximité des principaux centres de consommation. RTE fait état de fortes sollicitations lors des périodes combinant une production élevée et une faible demande, et confirme le besoin de renforcer le réseau, notamment dans le centre de la France. La transformation du système électrique ne dépend plus seulement des capacités installées : elle suppose aussi des lignes supplémentaires, des moyens de stockage et des consommations pouvant être déplacées vers les heures de forte production.
De nouvelles capacités à justifier
Est-il raisonnable, dans ce contexte, d’accélérer le développement de nouvelles capacités de productions ? Le 12 juin, le gouvernement a lancé l’AO10, son dixième appel d’offres pour l’éolien en mer. Près de 10 GW doivent être attribués d’un seul bloc, entre éolien posé et flottant, avec un résultat attendu en février 2027. La Commission européenne a d’ores et déjà validé le régime de soutien pour onze parcs, représentant jusqu’à 11,1 GW et une production annuelle de 47,8 TWh. Le plafond des aides autorisées atteint 63 milliards d’euros sur vingt-cinq ans… Est-ce pertinent, alors que la France vient d’exporter en six mois 51 TWh, qu’elle a dû « effacer » plus de 12 TWh de production, et que sa consommation n’a augmenté, elle, que de 2,2 TWh ?
« L’électrification des usages est un impératif », a martelé RTE, en présentant son bilan.
Avec une production déjà décarbonée à 95,2 %, l’ajout de nouvelles capacités ne réduit fortement les émissions que si leur électricité remplace des combustibles fossiles. RTE estime qu’
« il est trop tôt à ce stade pour évaluer l’impact du plan d’électrification publié par le Gouvernement en avril 2026 »,
qui vise à accompagner l’équipement des bâtiments en pompes à chaleur, la bascule des transports vers l’électrique, et la transition de l’industrie vers des procédés et machines décarbonés.
Le financement doit en être assuré par la redirection des certificats d’économie d’énergie – et sera donc, à terme, porté par les ménages.
À mi-juin 2026, indique RTE,
« la puissance totale » des projets d’électrification ayant déjà demandé un accès au réseau avant 2030 atteint 33 GW. Ceux attendus avant 2030 se répartissent « en parts égales entre centres de données, projets industriels et projets relatifs à l’hydrogène ».
Reste à espérer que tous se concrétisent.
