Électricité en France : nucléaire en hausse, exports record au premier semestre 2026

Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE, a publié le 16 juillet 2026 son bilan du premier semestre. Les chiffres montrent un système électrique français qui produit plus, se décarbone davantage et exporte à un niveau inédit pour cette période de l’année, porté par un nucléaire qui retrouve de la puissance malgré des canicules contraignantes. Ce dossier reprend les principaux indicateurs, avec leur source et leur période de référence.

Une production en hausse, tirée par le nucléaire et les renouvelables

La production électrique française a atteint 284,3 TWh au premier semestre 2026, contre 271,8 TWh un an plus tôt, soit une progression de 4,6 %. Le taux de décarbonation de la production s’établit à 95,2 %, un niveau inédit pour un premier semestre selon RTE.

Filière	S1 2025	S1 2026	Évolution
Nucléaire	181,9 TWh	189,8 TWh	+7,9 TWh
Hydraulique	34,9 TWh	34,5 TWh	-0,4 TWh
Éolien	23,2 TWh	26,4 TWh	+3,2 TWh
Solaire	16,2 TWh	19,0 TWh	+2,8 TWh
Production totale	271,8 TWh	284,3 TWh	+12,5 TWh

L’éolien et le solaire poursuivent chacun leur progression, portés par l’ajout continu de nouvelles installations : le détail du parc et des raccordements figure dans nos dossiers consacrés au photovoltaïque et à l’éolien. L’hydraulique recule légèrement, en lien avec l’hydraulicité de l’année.

La consommation, corrigée des effets météorologiques et calendaires, progresse plus modestement, de 1 %, à 230,6 TWh. L’écart entre une production en forte hausse et une consommation presque stable explique directement le niveau des exportations.

Le nucléaire retrouve de la puissance, malgré les canicules de juin et juillet

Le parc nucléaire a produit 189,8 TWh, en hausse de 7,9 TWh sur un an. EDF attribue cette progression à une meilleure disponibilité des réacteurs en fonctionnement et à des arrêts de tranche programmés mieux maîtrisés.

Cette hausse n’a pas empêché des contraintes ponctuelles. Lors des épisodes de canicule de juin et juillet 2026, trois réacteurs ont dû être arrêtés au pic de chaleur et neuf autres ont vu leur puissance réduite, pour respecter les limites de température des rejets d’eau fixées site par site par l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection. Sur l’ensemble du semestre, EDF chiffre la modulation totale du parc nucléaire, toutes causes confondues, à 13,3 TWh.

Pour la suite de l’année, EDF maintient un objectif de production nucléaire annuelle compris entre 350 et 370 TWh pour 2026 comme pour 2027.

Des exportations qui battent un record pour un premier semestre

La France a exporté un solde net de 51,0 TWh au premier semestre 2026, contre 37 TWh un an plus tôt : un record pour cette période de l’année, selon RTE. Le pays est resté exportateur net vers presque toutes ses frontières.

Frontière	Solde net S1 2026
Italie	+14,4 TWh (export)
Allemagne-Belgique	+13,9 TWh (export)
Royaume-Uni	+12,4 TWh (export)
Espagne	-1,0 TWh (import net, 3,3 TWh exportés pour 4,3 TWh importés)

L’Italie devient ainsi la première destination nette de l’électricité française, devant l’ensemble Allemagne-Belgique. Seule l’Espagne reste, sur la période, une source nette d’importation pour la France. RTE relie ce niveau d’exportations à la fois à la hausse de la production disponible et à la montée en puissance des capacités de flexibilité (effacement, stockage) mobilisables sur le réseau, qui auraient quadruplé pour atteindre environ 22 GW.

Ce record semestriel s’inscrit dans une tendance déjà amorcée en 2025, année qui avait elle-même battu un record annuel avec 92 TWh exportés nets, selon Les Énergies Renouvelables. Au rythme du premier semestre 2026, l’année en cours est sur une trajectoire au moins équivalente.

Des prix de gros plus bas, mais davantage d’heures à prix négatif

Le prix spot moyen de l’électricité sur le marché de gros s’est établi à 61,9 euros/MWh au premier semestre 2026, contre 66,7 euros/MWh un an plus tôt. Dans le même temps, le nombre d’heures à prix négatif, qui survient quand la production disponible dépasse la demande à un instant donné, est passé de 363 à 407 heures.

Il faut distinguer ce prix de gros, auquel les fournisseurs achètent l’électricité, du tarif réglementé payé par les particuliers : celui-ci a augmenté de 2,5 % au 1er août 2026 pour des raisons propres, notamment la hausse du TURPE et un nouveau mécanisme de capacité, que nous avons détaillées dans notre article sur la hausse du tarif réglementé d’août 2026. La baisse du prix de gros ne se répercute donc pas mécaniquement sur la facture.

Pour EDF, la combinaison de prix de marché plus bas et du coût des épisodes de canicule pèse sur les comptes : le groupe anticipe un excédent brut d’exploitation en baisse d’environ 10 % sur 2026.

Ce qu’il faut retenir pour la suite de l’année

Le premier semestre 2026 dessine un système électrique français qui produit davantage, se décarbone plus que jamais pour cette période, et exporte à un niveau record, porté conjointement par le nucléaire et les renouvelables. Les canicules de l’été montrent toutefois que cette disponibilité reste sensible aux contraintes environnementales imposées aux centrales, et que le parc nucléaire ne retrouve pas sa pleine puissance sans arbitrages. Pour un particulier, ces chiffres macroéconomiques n’ont pas d’effet mécanique sur sa propre facture : le prix de gros et le tarif réglementé suivent des logiques différentes, et seule la consommation réelle du logement reste le levier direct d’action. Le prochain bilan de RTE, attendu début 2027 pour l’année complète, dira si cette trajectoire se confirme sur le second semestre, marqué par une consommation plus forte liée au chauffage.