EDF voit ses bénéfices se replier sous l’effet conjugué de la chute des prix de gros de l’électricité en Europe et des canicules précoces et intenses de l’été, qui ont perturbé la production nucléaire et hydraulique. Le groupe a revu à la baisse ses prévisions de rentabilité pour l’ensemble de l’année, malgré une hausse de sa production nucléaire en France et des investissements maintenus à un niveau élevé.
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Recul des résultats semestriels et révision des objectifs
Pour le premier semestre 2026, EDF a dégagé un bénéfice net part du groupe de 5,2 milliards d’euros, soit une baisse de 4,4 % par rapport à la même période de 2025 (5,5 milliards). Sur la même période, le chiffre d’affaires a reculé de 3,3 %, à 57,45 milliards d’euros.
L’indicateur clé de rentabilité, l’EBITDA, s’est établi à 14,1 milliards d’euros au premier semestre, en recul de 8,7 % sur un an (15,5 milliards un an plus tôt). Cette évolution intègre une contribution fiscale exceptionnelle de 500 millions d’euros, versée au titre des impôts et taxes supplémentaires sur les profits.
Réduction d’environ 10 % de l’EBITDA d’EDF anticipée pour 2026 par rapport à 2025, contre une légère baisse prévue initialement.
Malgré cette pression sur la rentabilité, la dette financière nette est restée stable fin juin, à 51,5 milliards d’euros. Le ratio dette nette sur EBITDA se maintient ainsi à 1,8 fois, un niveau que le groupe entend préserver, notamment via des cessions d’actifs.
Chute des prix de gros et tarif régulé sous tension
Le contexte de marché a tourné défavorablement pour EDF. Les prix de gros de l’électricité en Europe ont fortement baissé et ont atteint un point bas en janvier 2026. Cette baisse pèse sur les comptes du groupe, l’électricité étant en grande partie vendue à l’avance sur les marchés, ce qui retarde l’ajustement des revenus aux variations de prix.
En France, le Tarif réglementé de vente (TRV) d’EDF a légèrement baissé de 0,74 % à 0,83 % TTC en moyenne le 1er février. Cette diminution s’explique principalement par la réduction de la Contribution tarifaire d’acheminement (CTA), passée de 21,93 % à 15 %. Le prix du kilowattheure pour l’option Base s’est stabilisé autour de 0,1940 euro TTC pour les puissances souscrites de 3 à 6 kVA.
À l’été, le mouvement s’est inversé : au 1er août, les tarifs réglementés ont progressé de 2,5 % TTC en moyenne, touchant environ 20 millions de foyers. Pour un ménage consommant 4 500 kWh par an, cette hausse représente une quarantaine d’euros sur la facture annuelle, qui passe d’environ 1 046 à 1 072 euros TTC. Cette augmentation n’est pas liée au coût de production de l’électricité, les prix de gros restant bas, mais à deux composantes techniques : d’une part, une hausse de 3,04 % du TURPE (Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité), destinée notamment à compenser un manque à gagner de 231,6 millions d’euros pour Enedis après un hiver 2025 particulièrement doux ; d’autre part, l’introduction d’un nouveau mécanisme de capacité, qui ajoute environ 1,73 % TTC à la facture.
Légèrement réduite de 30,85 à 30,62 €/MWh, la taxe intérieure sur l’électricité ne compense pas les autres hausses. Combinée à la baisse des prix de gros, elle comprime les marges d’EDF, qui doit pourtant financer un programme d’investissements massif.
Canicules et contraintes environnementales sur le parc nucléaire
Au-delà des facteurs de marché, le climat a pesé lourdement sur les résultats d’EDF. L’Europe de l’Ouest et la France ont subi dès la fin du printemps une succession d’épisodes de chaleur intense, qui ont directement affecté le fonctionnement de plusieurs réacteurs, soumis à des contraintes environnementales strictes.
Température maximale en degrés Celsius autorisée après rejet des eaux de refroidissement des centrales nucléaires pour préserver les écosystèmes aquatiques.
Dès le 15 juin, une première alerte de restriction de production a été lancée pour la centrale de Saint-Alban, sur le Rhône, en raison de la montée rapide de la température du fleuve. Entre le 22 et le 25 juin, une vague de chaleur intense a conduit à l’arrêt complet de trois réacteurs pour raisons environnementales : Golfech n°2 (Garonne), Nogent-sur-Seine n°1 (Seine) et Bugey n°1 (Rhône). D’autres unités, notamment à Saint-Alban, Chooz et Blayais, ont réduit leur puissance. Au pic de cet épisode, environ 5,5 GW, soit près de 8,7 % de la capacité nucléaire installée, ont été temporairement indisponibles.
Le 12 juillet, 37 départements ont été placés en vigilance rouge en raison d’un épisode extrême, illustrant l’ampleur de l’impact sur le réseau électrique.
Ces réductions et arrêts n’étaient pas liés à des dysfonctionnements techniques, mais à l’application des règles environnementales. Les centrales situées sur des cours d’eau à faible débit, comme Golfech sur la Garonne, se sont révélées plus vulnérables que celles implantées sur de grands fleuves à fort débit comme le Rhône. À la fin juillet, un réacteur à Golfech et un autre à Chooz restaient indisponibles pour cause de températures trop élevées.
Baisse de production hydraulique mais hausse du nucléaire sur le semestre
Les fortes chaleurs et la moindre disponibilité de la ressource en eau ont également pénalisé la production hydroélectrique d’EDF, limitant la capacité de ses barrages à répondre aux pointes de consommation. Cette contrainte s’est ajoutée aux indisponibilités temporaires du parc nucléaire, alors même que l’usage de la climatisation faisait grimper la demande.
À la fin juin, la consommation nationale a atteint 58 GW, soit 12 GW au-dessus des normales saisonnières, sans alerte majeure de RTE. La France est restée exportatrice nette, avec des flux d’environ 13 GW vers l’Italie, l’Allemagne, la Belgique, la Grande-Bretagne et la Suisse au pic de la canicule de mi-juillet.
Ce maintien de la sécurité d’alimentation a été rendu possible grâce à une production solaire très élevée en journée, qui a partiellement compensé le recul du nucléaire et de l’éolien, ce dernier souffrant des conditions anticycloniques peu ventées. Toutefois, les pointes de consommation en fin de journée, au moment où le solaire décroît, ont provoqué des tensions sur les prix de court terme.
Record du prix spot de l’électricité en France le 24 juin à 20 heures, en euros par mégawattheure, sur fond de baisse de l’offre nucléaire et éolienne et de forte demande liée à la climatisation.
Paradoxalement, malgré ces perturbations estivales, la production nucléaire brute d’EDF en France a progressé sur le semestre. Elle a totalisé 189,9 TWh au premier semestre 2026, soit 8 TWh de plus que sur la même période en 2025. EDF confirme ainsi ses objectifs de production nucléaire annuelle en France dans une fourchette de 350 à 370 TWh pour 2026 et 2027, et entre 345 et 375 TWh pour 2028.
Investissements, adaptation au climat et cession d’actifs
Dans ce contexte de marges sous pression, EDF maintient un niveau d’investissement élevé. Les investissements nets du premier semestre atteignent 11,4 milliards d’euros, un montant comparable à celui de 2025. Une part importante est dédiée au programme de « Grand carénage », qui vise notamment à adapter les réacteurs au changement climatique et à prolonger la durée de vie du parc.
Coût estimé, en milliards d’euros, du programme de construction de six réacteurs EPR2 en France.
Bernard Fontana a ainsi annoncé la préparation de la vente de la branche d’énergies renouvelables en Amérique du Nord. Cette opération, attendue au second semestre 2026, doit contribuer à réduire la dette tout en libérant des marges de manœuvre pour le financement de la relance nucléaire en France.
Entre exigences de transition énergétique, adaptation aux canicules et évolution des prix de l’électricité, EDF se trouve au cœur d’un équilibre délicat : maintenir la sécurité d’approvisionnement, investir massivement dans l’avenir du parc et préserver sa rentabilité, alors même que les conditions climatiques et de marché deviennent plus volatiles.
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