EDF réclame une rémunération européenne de sa production : 51 TWh exportés, 3 milliards d’euros générés au premier semestre

EDF demande à l’Europe de rémunérer la stabilité de son parc de production, qui alimente les pays voisins et génère 3 milliards d’euros d’exportations.

La France a exporté 51 térawattheures (TWh) d’électricité au premier semestre 2026, un record. Ce volume représente 17 % de la production nationale. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE estime à 3 milliards d’euros les recettes perçues par les producteurs (EDF en tête) au titre de ces ventes à l’étranger. À cela s’ajoutent 1,3 milliard d’euros encaissés par RTE lui-même, qui rémunère les interconnexions. Cette somme vient en déduction du tarif d’utilisation des réseaux de transport (TURPE), donc allège directement la facture des consommateurs français.

La bonne santé du parc nucléaire français, qui assure près de 70 % de la production nationale, explique cette capacité d’exportation. Contrairement aux années de sous-performance du parc, marquées par les arrêts de corrosion sous contrainte en 2022 et 2023, les réacteurs tournent à des taux de disponibilité élevés. L’électricité française, pilotable et produite à coûts stables, trouve preneurs en Allemagne, en Italie, en Espagne et au Royaume-Uni, où les prix de marché restent sensibles aux fluctuations du gaz.

Une rémunération demandée à Bruxelles pour la qualité du système

EDF cherche désormais à faire reconnaître par l’Europe le rôle stabilisateur de son parc. L’électricien avance que la qualité de sa production (disponible en permanence, peu carbonée, capable d’absorber les intermittences éoliennes et solaires) profite à l’ensemble du système électrique européen. Or ce service n’est pas rémunéré dans les mécanismes de marché actuels, qui valorisent la seule énergie livrée, pas la capacité à équilibrer le réseau en temps réel.

L’enjeu dépasse la seule question comptable. Les interconnexions européennes sont conçues pour mutualiser la production et lisser les pointes de consommation. Quand l’Allemagne manque de vent ou que l’Italie connaît un pic de demande, la France exporte massivement. Mais lorsque le vent souffle fort outre-Rhin et que la production renouvelable allemande sature, EDF doit parfois ralentir ses réacteurs ou payer pour écouler son électricité sur le marché spot à des prix négatifs. Cette situation, perçue comme une distorsion par l’électricien français, alimente la revendication d’une rémunération de la flexibilité et de la stabilité offertes par le nucléaire.

51 TWh exportés : un solde record au premier semestre

Source : Le Figaro

Ces 51 TWh commercialisés à l’étranger battent tous les précédents semestriels^[2]. La dynamique s’explique par la conjonction de deux facteurs : une production française solide et une demande étrangère soutenue, notamment en Allemagne où la fermeture des dernières centrales nucléaires en 2023 pèse encore sur l’approvisionnement de base. Le prix moyen de l’électricité en France, à 0,2664 €/kWh pour les particuliers au premier semestre 2025, reste inférieur à la moyenne européenne, ce qui renforce la compétitivité des exportations françaises sur les marchés de gros.

Pourquoi EDF réclame une rémunération européenne

Solde exportateur record

51 TWh exportés au S1 2026, 17 % de la production nationale. 3 milliards d'euros de recettes pour les producteurs, 1,3 milliard pour RTE déduit du TURPE.

Stabilité du réseau européen

Le parc nucléaire français fournit une électricité pilotable bas-carbone, absorbant l'intermittence des renouvelables et équilibrant le système européen en temps réel.

Limites du marché actuel

EDF paie parfois pour écouler son électricité à prix négatifs quand la production renouvelable sature. Le marché européen ne rémunère pas la flexibilité ni la stabilité.

Demande de refonte réglementaire

EDF réclame une rémunération de la qualité de sa production. La Commission européenne arbitre entre pays nucléaires et États misants sur les renouvelables intermittents.

Atout pour la transition

La capacité exportatrice française s'inscrit dans la décarbonation européenne. Mais la hausse de la demande intérieure pourrait réduire les volumes exportables d'ici 2030.

Un mix nucléaire-renouvelable qui soutient la balance commerciale

Les 3 milliards d’euros générés par les exportations d’électricité contribuent positivement à la balance commerciale française. Dans un contexte où le déficit commercial français demeure structurellement élevé, cette manne énergétique devient un poste non négligeable. Elle se double d’un avantage géopolitique : la France redevient un fournisseur de référence pour ses voisins, après avoir connu des périodes de forte dépendance aux importations lors des creux de production nucléaire.

Le mix français, dominé par le nucléaire et complété par l’hydraulique, l’éolien et le solaire, garantit une production stable et décarbonée. Cette configuration permet d’exporter même lorsque la demande intérieure est couverte, tout en limitant les émissions de CO₂. Grâce à une production nationale d’électricité à près de 70 % issue du nucléaire, la France bénéficie de coûts de production moins dépendants du prix du gaz ou du pétrole, très volatiles sur les marchés^[5].

Les limites du modèle européen de marché

La demande d’EDF révèle une tension croissante autour de l’architecture du marché européen de l’électricité. Conçu pour favoriser la concurrence et l’intégration des renouvelables, ce marché valorise mal les capacités de production pilotables qui assurent l’équilibre du réseau. L’électricien français souligne que, dans certains scénarios, il paie une électricité dont personne n’a besoin, puis paie pour s’en débarrasser, une absurdité qu’il impute au système de rachat garanti mal calibré et à l’absence de mécanisme de rémunération de la flexibilité^[3].

La Commission européenne, qui pilote la refonte du marché de l’électricité, doit arbitrer entre plusieurs visions : celle des pays producteurs de nucléaire (France, République tchèque, Slovaquie) qui réclament une valorisation de la stabilité, et celle des États qui misent massivement sur les renouvelables intermittents (Allemagne, Danemark, Espagne) et redoutent un retour en arrière réglementaire. Le débat sur les marchés de capacité et les contrats pour différence (CfD) reste ouvert.

Un atout stratégique pour la transition énergétique européenne

Au-delà des enjeux financiers, la capacité exportatrice de la France s’inscrit dans la transition énergétique européenne. L’Union vise la neutralité carbone en 2050 et veut décarboner massivement son système électrique d’ici 2035. Dans ce calendrier, les pays qui disposent d’un parc pilotable bas-carbone (comme la France avec son nucléaire ou la Suède avec son hydraulique) jouent un rôle d’amortisseur face à l’intermittence croissante des renouvelables.

RTE anticipe une hausse de la consommation d’électricité française dans les prochaines années, tirée par l’électrification des transports, de l’industrie et du chauffage. Cette croissance de la demande intérieure pourrait progressivement réduire les volumes disponibles pour l’exportation, sauf si de nouvelles capacités de production sont mises en service. Le gouvernement français a annoncé la construction de six nouveaux réacteurs EPR2, avec une mise en service du premier exemplaire prévue à l’horizon 2035. En attendant, le parc existant reste le principal levier d’exportation.

La France, en réclamant une rémunération européenne de la qualité de sa production, ouvre un débat de fond sur la valeur de la stabilité électrique. Les prochains mois diront si Bruxelles accepte de rémunérer ce qui n’apparaît pas encore dans les prix de marché : la capacité à tenir le réseau, heure après heure, saison après saison.