EDF a produit plus d’électricité nucléaire au premier semestre 2026 qu’un an plus tôt. Et gagné moins d’argent. Le communiqué du 31 juillet met ces deux faits côte à côte sans les opposer, mais c’est bien là que se joue le modèle économique du parc français pour les années qui viennent.
189,9 TWh de nucléaire en France, 8 TWh de mieux
La production totale du groupe atteint 262,1 TWh sur six mois, dont 189,9 TWh de nucléaire hexagonal. Le gain sur un an est de 8 TWh. Ce n’est pas anecdotique : cela représente à peu près la consommation annuelle d’électricité de deux millions de foyers français.
Bernard Fontana, arrivé à la présidence en 2025, met en avant « la mobilisation du Groupe pour satisfaire ses clients, accompagner l’électrification des usages et améliorer durablement la performance opérationnelle ». Le discours est cohérent avec la trajectoire affichée : 350 à 370 TWh de production nucléaire française attendus en 2026 et 2027, 345 à 375 TWh en 2028, avec un objectif de productible au-delà de 400 TWh à plus long terme.
Ce dernier chiffre mérite d’être lu pour ce qu’il est. Un productible n’est pas une production. C’est ce que le parc pourrait délivrer si tout allait bien : pas d’arrêt fortuit, pas de contrainte environnementale, pas de maintenance qui déborde. L’écart entre 400 TWh théoriques et 360 TWh réalisés, c’est précisément la marge de manœuvre que le Grand Carénage doit reconquérir.
L’EBITDA recule de 9 % malgré la hausse des volumes
14,1 Mds€ contre 15,5 Mds€ au premier semestre 2025. Soit environ 9 % de moins, alors même que les volumes progressent. L’explication tient en trois mots : baisse des prix de marché.
Le parc nucléaire français vend désormais son électricité dans un environnement de prix très éloigné de celui de 2022-2023. Le mécanisme post-ARENH, entré en vigueur en 2026, expose davantage EDF aux prix de gros. Quand ceux-ci reculent, chaque TWh supplémentaire rapporte moins. Produire plus ne compense pas mécaniquement.
Le résultat net courant suit la même pente : 4,0 Mds€ contre 5,5 Mds€. Le résultat net part du Groupe se maintient à 5,2 Mds€, mais grâce à un élément non récurrent de 1,1 Md€ lié à la variation de juste valeur des actifs dédiés, portés par des marchés actions favorables. Autrement dit, la bonne tenue du résultat comptable doit beaucoup à la Bourse, pas au réacteur.
Pour l’ensemble de l’exercice, EDF anticipe un EBITDA en baisse d’environ 10 % par rapport à 2025. Le groupe cite deux causes : les prix de marché, et les canicules.
11,4 Mds€ investis, financés à coups de green bonds
Les investissements nets atteignent 11,4 Mds€ sur le semestre, stables par rapport à 2025. Trois destinations principales :
- Le Grand Carénage, qui finance l’extension de durée de vie des réacteurs et leur résilience aux aléas climatiques
- Hinkley Point C, le chantier britannique
- Le programme EPR2, dont la décision finale d’investissement reste attendue d’ici fin 2026
S’y ajoutent les réseaux et leur adaptation au changement climatique. Pour financer tout cela, EDF a émis plus de 5,1 Mds€ d’obligations sur six mois, dont 2,75 Mds€ d’obligations vertes explicitement fléchées vers la prolongation du parc et Hinkley Point C.
La dette financière nette reste stable à 51,5 Mds€, avec un ratio EFN/EBITDA de 1,8x. L’objectif 2027 d’un ratio inférieur ou égal à 2,5x est confirmé. Le cash-flow opérationnel de 2,6 Mds€ suffit à tenir la ligne, sans plus.
Le calendrier compte ici. Le partenariat signé avec Technip Energies pour l’exécution des chantiers EPR2, que nous détaillions fin juillet, s’inscrit dans cette même logique : sécuriser les coûts et les délais avant de déclencher la DFI.
Ce que le semestre d’Engie dit du même marché
Le rapprochement est instructif. Engie publie ses résultats le même 31 juillet et relève sa guidance, avec un résultat net récurrent désormais attendu entre 4,9 et 5,5 Mds€. Mais la croissance ne vient pas de la production : elle vient des réseaux, avec l’intégration de UK Power Networks, et des activités de flexibilité.
Les capacités renouvelables et stockage d’Engie atteignent 59,5 GW à fin juin, en hausse de 2,4 GW. Son EBIT Renewables & BESS progresse de 2,8 % en organique. Son EBIT Gas generation, lui, recule de 22,3 %, pénalisé par la compression des spreads en Europe.
Deux groupes, deux structures de bilan, un même constat : la valeur se déplace de la production merchant vers ce qui est régulé, contractualisé ou pilotable. C’est exactement ce que traduit l’essor des méga-projets de stockage par batteries en France.
Le vrai sujet des dix-huit prochains mois
Trois échéances vont peser sur la trajectoire d’EDF.
D’abord, l’avis de l’ASNR sur Penly, attendu à l’automne, qui conditionne le décret d’autorisation de création. Ensuite, le verdict de la Commission européenne sur le mécanisme d’aide publique destiné à financer les EPR2 : sans lui, pas de modèle économique stabilisé. Enfin, la décision finale d’investissement elle-même, promise pour fin 2026.
En arrière-plan, l’adaptation climatique cesse d’être un poste annexe. EDF évoque un « programme d’adaptation au changement climatique » dont il accélère le déploiement, et cite les canicules parmi les facteurs de baisse de son EBITDA annuel. Un parc conçu dans les années 1980 pour un régime hydrologique donné doit désormais fonctionner dans un autre. Cela coûte, en travaux comme en TWh perdus.
Et pendant ce temps, la facture, elle, monte : +2,5 % sur les tarifs réglementés au 1er août, tirés par le TURPE et le mécanisme de capacité. Le paradoxe est complet. Les prix de gros baissent, les marges du producteur se compriment, et le consommateur paie davantage, parce que ce qu’il finance désormais, ce n’est plus l’électron. C’est le réseau et la capacité à l’appeler au bon moment.
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