{"id":1273,"date":"2026-07-16T15:24:55","date_gmt":"2026-07-16T13:24:55","guid":{"rendered":"https:\/\/www.les-energies-renouvelables.eu\/article\/actualites\/?p=1273"},"modified":"2026-07-16T15:24:55","modified_gmt":"2026-07-16T13:24:55","slug":"electricite-la-france-signe-un-record-dexport-ce-semestre","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.les-energies-renouvelables.eu\/article\/actualites\/energies\/electricite-la-france-signe-un-record-dexport-ce-semestre-1273\/","title":{"rendered":"\u00c9lectricit\u00e9 : la France signe un record d’export ce semestre"},"content":{"rendered":"\n

La consommation d’\u00e9lectricit\u00e9 en France n’a que tr\u00e8s l\u00e9g\u00e8rement progress\u00e9 au premier semestre 2026, mais la production, elle, a nettement acc\u00e9l\u00e9r\u00e9. C’est ce d\u00e9s\u00e9quilibre, favorable au portefeuille des Fran\u00e7ais, que RTE<\/strong> a mis en avant dans son bilan semestriel publi\u00e9 le 16 juillet 2026. La France a export\u00e9 un volume net record de 51,0 TWh d’\u00e9lectricit\u00e9 entre janvier et juin<\/strong>, un niveau tr\u00e8s sup\u00e9rieur aux 37,8 TWh du premier semestre 2025, alors m\u00eame que 2025 avait d\u00e9j\u00e0 \u00e9tabli un record annuel. Cette abondance a une cons\u00e9quence concr\u00e8te : elle contribue \u00e0 r\u00e9duire la facture \u00e9nerg\u00e9tique globale du pays<\/strong>, tout en confirmant que le r\u00e9seau fran\u00e7ais doit d\u00e9sormais composer diff\u00e9remment avec ses exc\u00e9dents, notamment en laissant les \u00e9nergies renouvelables absorber une part croissante des ajustements, l\u00e0 o\u00f9 c’\u00e9tait historiquement le nucl\u00e9aire qui jouait ce r\u00f4le.<\/p>\n\n\n\n

Un semestre qui all\u00e8ge la facture \u00e9nerg\u00e9tique du pays<\/h3>\n\n\n\n

Selon RTE, la valorisation nette des exportations fran\u00e7aises a atteint 3,0 milliards d’euros au prix spot fran\u00e7ais<\/strong>, un montant qui grimpe jusqu’\u00e0 5,7 milliards d’euros si l’on retient le prix moyen auquel l’\u00e9lectricit\u00e9 a r\u00e9ellement \u00e9t\u00e9 vendue aux pays voisins<\/strong>. Il s’agit du meilleur r\u00e9sultat jamais enregistr\u00e9 pour un premier semestre, en hausse de 0,6 milliard d’euros par rapport \u00e0 la m\u00eame p\u00e9riode en 2025. Le m\u00e9canisme est simple \u00e0 comprendre : la France a vendu son \u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 un prix moyen de 61,2 \u20ac\/MWh, alors que les pays vers lesquels elle exportait affichaient en moyenne 111,6 \u20ac\/MWh, un \u00e9cart qui traduit un mix \u00e9lectrique fran\u00e7ais structurellement plus comp\u00e9titif que celui de ses voisins<\/strong>, d\u00e9pendants du gaz pour une part plus importante de leur production.<\/p>\n\n\n\n

Cette comp\u00e9titivit\u00e9 se lit aussi sur les march\u00e9s \u00e0 terme, ceux qui d\u00e9terminent les prix que paieront les fournisseurs, et donc indirectement les consommateurs, dans les mois \u00e0 venir. Le prix \u00e0 terme fran\u00e7ais pour une livraison en 2027 s’\u00e9tablissait \u00e0 54 \u20ac\/MWh au premier semestre<\/strong>, contre 89 \u20ac\/MWh en Allemagne et 101 \u20ac\/MWh en Italie. Fait notable, la France est m\u00eame repass\u00e9e sous l’Espagne, pourtant l’un des pays les moins chers du continent avec 57 \u20ac\/MWh. Ce prix \u00e0 terme fran\u00e7ais a par ailleurs recul\u00e9 de 10,6 \u20ac\/MWh par rapport au premier semestre 2025, malgr\u00e9 un contexte international tendu, notamment les r\u00e9percussions du conflit en Iran sur les cours des combustibles fossiles.<\/p>\n\n\n\n

Indicateur<\/th>1er semestre 2025<\/th>1er semestre 2026<\/th><\/tr><\/thead>
Consommation corrig\u00e9e<\/td>228,4 TWh<\/td>230,6 TWh<\/strong> (+1 %)<\/td><\/tr>
Production totale<\/td>271,8 TWh<\/td>284,3 TWh<\/strong> (+4,6 %)<\/td><\/tr>
Taux de d\u00e9carbonation<\/td>Non atteint<\/td>95,2 %<\/strong> (record)<\/td><\/tr>
Solde exportateur net<\/td>37,8 TWh<\/td>51,0 TWh<\/strong> (record)<\/td><\/tr>
Valorisation des exports<\/td>Non communiqu\u00e9e<\/td>3,0 \u00e0 5,7 Md\u20ac<\/strong><\/td><\/tr>
Prix \u00e0 terme France 2027<\/td>64,6 \u20ac\/MWh<\/td>54 \u20ac\/MWh<\/strong><\/td><\/tr>
Heures \u00e0 prix n\u00e9gatif<\/td>363 heures<\/td>407 heures<\/strong> (10 % du temps)<\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n

Les renouvelables modulent davantage, le nucl\u00e9aire moins : ce qui a chang\u00e9 sur le r\u00e9seau<\/h3>\n\n\n\n

C’est le point le plus structurant du bilan pour la suite de la transition \u00e9nerg\u00e9tique. Lors de la pr\u00e9sentation du bilan, Thomas Veyrenc, directeur g\u00e9n\u00e9ral charg\u00e9 de l’\u00e9conomie, de la strat\u00e9gie et des finances de RTE, a r\u00e9sum\u00e9 le changement en une phrase : \u00ab Une chose qui a chang\u00e9 est la flexibilit\u00e9 des EnR \u00bb<\/strong>. Concr\u00e8tement, RTE peut d\u00e9sormais s’appuyer sur un volume beaucoup plus important d’installations \u00e9oliennes et solaires capables de r\u00e9duire ponctuellement leur production lorsque le r\u00e9seau est en surcapacit\u00e9, plut\u00f4t que de solliciter syst\u00e9matiquement le parc nucl\u00e9aire pour ce r\u00f4le.<\/p>\n\n\n\n

Le bilan chiffre cette bascule : jusqu’\u00e0 7,4 GW de capacit\u00e9s \u00e9oliennes et solaires sous obligation d’achat sont d\u00e9sormais mobilisables<\/strong> pour moduler leur production en cas de prix n\u00e9gatifs, et surtout, les capacit\u00e9s susceptibles de moduler \u00e0 la demande de RTE ont \u00e9t\u00e9 multipli\u00e9es par quatre pour atteindre 22 GW<\/strong>. RTE a salu\u00e9 ce basculement comme \u00ab une vraie satisfaction \u00bb<\/strong>. En cons\u00e9quence, le volume de modulation renouvelable est pass\u00e9 de 1,9 TWh \u00e0 2,5 TWh<\/strong> d’un semestre \u00e0 l’autre, soit environ 5 % de la production \u00e9olienne et solaire totale. \u00c0 l’inverse, le volume de modulation du parc nucl\u00e9aire en p\u00e9riode de prix bas a fortement diminu\u00e9, retombant \u00e0 environ 10 TWh contre 15 \u00e0 20 TWh un an plus t\u00f4t<\/strong>.<\/p>\n\n\n\n

Cette \u00e9volution s’explique aussi par un changement r\u00e9glementaire entr\u00e9 en vigueur cette ann\u00e9e. La loi DDADUE a abaiss\u00e9 \u00e0 10 MW le seuil de participation obligatoire au m\u00e9canisme d’ajustement, l’outil par lequel RTE mobilise en temps r\u00e9el des capacit\u00e9s capables de moduler leur production ou leur consommation. R\u00e9sultat, davantage de petites installations solaires et \u00e9oliennes, y compris certaines qui n’y \u00e9taient pas juridiquement tenues, ont rejoint le dispositif. Selon les donn\u00e9es disponibles, les capacit\u00e9s \u00e9oliennes et solaires participant au m\u00e9canisme d’ajustement atteignaient d\u00e9j\u00e0 20 GW en mai 2026<\/strong>, et sur le seul premier trimestre, RTE avait activ\u00e9 les renouvelables \u00e0 la baisse pour un volume \u00e9quivalent \u00e0 82 % de tout ce qui avait \u00e9t\u00e9 activ\u00e9 sur l’ensemble de l’ann\u00e9e 2025. Ce chantier r\u00e9glementaire et technique, engag\u00e9 depuis plusieurs ann\u00e9es, commence donc \u00e0 produire des effets mesurables sur la fa\u00e7on dont le r\u00e9seau absorbe ses exc\u00e9dents.<\/p>\n\n\n\n

Prix n\u00e9gatifs : un ph\u00e9nom\u00e8ne qui s’installe, avec un vrai effet pour les foyers \u00e9quip\u00e9s<\/h3>\n\n\n\n

Le revers de cette abondance, c’est la multiplication des \u00e9pisodes o\u00f9 l’\u00e9lectricit\u00e9 ne vaut plus rien, voire co\u00fbte de l’argent \u00e0 ceux qui la produisent. Le nombre d’heures \u00e0 prix n\u00e9gatif a atteint 407 heures sur le semestre, soit 10 % du temps<\/strong>, contre 363 heures un an plus t\u00f4t. Deux pics ont marqu\u00e9 les esprits : le 26 avril et le 1er mai, les prix sont tomb\u00e9s respectivement \u00e0 -478,8 \u20ac\/MWh et -498,7 \u20ac\/MWh<\/strong>, des niveaux jamais observ\u00e9s jusqu’ici. Ramen\u00e9 \u00e0 l’\u00e9chelle d’un foyer, cela signifie que durant ces heures pr\u00e9cises, le march\u00e9 de gros a valoris\u00e9 l’\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 environ -0,48 \u00e0 -0,50 \u20ac par kilowattheure, l’inverse exact de ce que paie normalement un consommateur.<\/p>\n\n\n\n

Cet ordre de grandeur ne se traduit pas directement sur une facture r\u00e9sidentielle classique, la majorit\u00e9 du prix pay\u00e9 par les m\u00e9nages restant compos\u00e9e de taxes et de co\u00fbts d’acheminement fixes, ind\u00e9pendants du cours spot. En revanche, les foyers ayant souscrit un contrat \u00e0 prix dynamique, ou pilotant la recharge de leur v\u00e9hicule \u00e9lectrique via une application connect\u00e9e au march\u00e9 spot, peuvent effectivement capter une partie de ces heures \u00e0 tr\u00e8s faible co\u00fbt<\/strong>, notamment en programmant la recharge en tout d\u00e9but d’apr\u00e8s-midi les jours de forte production solaire. C’est pr\u00e9cis\u00e9ment l’un des angles que RTE met en avant pour justifier l’acc\u00e9l\u00e9ration de l’\u00e9lectrification des usages : plus le pays exporte et plus il dispose de marges de production bon march\u00e9, moins il existe de risque de conflit d’usage entre l’industrie, les data centers, les transports et le r\u00e9sidentiel.<\/p>\n\n\n\n

Un \u00e9t\u00e9 2026 sous surveillance, sans risque de p\u00e9nurie annonc\u00e9<\/h3>\n\n\n\n

Pour les prochains mois, RTE juge la situation favorable en mati\u00e8re d’\u00e9quilibre entre l’offre et la demande<\/strong>. Les pointes de consommation hebdomadaire devraient rester proches de 51 GW en conditions normales, avec un pic pouvant atteindre 60 GW lors des \u00e9pisodes de canicule, un niveau d\u00e9j\u00e0 observ\u00e9 fin juin et d\u00e9but juillet et qui reste tr\u00e8s inf\u00e9rieur aux 90 GW habituels de l’hiver. La disponibilit\u00e9 pr\u00e9visionnelle du parc nucl\u00e9aire se maintient \u00e0 des niveaux proches des records historiques, autour de 45 GW en moyenne jusqu’\u00e0 fin ao\u00fbt, m\u00eame si certains r\u00e9acteurs situ\u00e9s en bord de fleuve peuvent conna\u00eetre des limitations ponctuelles en cas de s\u00e9cheresse prolong\u00e9e, en raison des r\u00e8gles encadrant la temp\u00e9rature des rejets d’eau.<\/p>\n\n\n\n

Le point de vigilance ne porte donc pas sur un risque de coupure li\u00e9 \u00e0 un manque de production, mais sur deux ph\u00e9nom\u00e8nes distincts. D’une part, la gestion des exc\u00e9dents de production solaire en milieu de journ\u00e9e<\/strong>, qui devrait continuer \u00e0 g\u00e9n\u00e9rer des \u00e9pisodes de prix n\u00e9gatifs fr\u00e9quents jusqu’\u00e0 la fin de l’\u00e9t\u00e9. D’autre part, un risque plus localis\u00e9 : les \u00e9pisodes de canicule peuvent fragiliser certains \u00e9quipements du r\u00e9seau ou favoriser des d\u00e9parts de feu \u00e0 proximit\u00e9 des lignes \u00e9lectriques, ce qui peut occasionner des coupures ponctuelles, sans lien avec la disponibilit\u00e9 globale de la production.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"","protected":false},"author":3,"featured_media":1274,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"footnotes":""},"categories":[1],"tags":[14],"class_list":["post-1273","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-energies","tag-electricite","masonry-post","generate-columns","tablet-grid-50","mobile-grid-100","grid-parent","grid-33"],"acf":[],"yoast_head":"\n\u00c9lectricit\u00e9 : la France bat un record d'export en 2026 - ECOinfos<\/title>\n<meta name=\"description\" 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