Le 24 août 2026, à 13 heures, le mégawattheure d’électricité s’échangeait à 92 centimes sur le marché de gros français. Huit heures plus tard, il valait 189 euros. Un rapport de un à deux cents dans la même journée, qui résume l’état du système électrique européen : abondance renouvelable à la mi-journée, rareté persistante le soir. Le dernier rapport d’OMNEGY, « Énergies renouvelables – 2026 : les records changent de visage », analyse dix ans de données pour éclairer ce paradoxe : la transition électrique européenne a gagné la bataille du volume, mais pas encore celle du système.
Au premier semestre 2026, l’Union européenne a produit 398,8 TWh d’électricité éolienne et solaire, un record absolu, et le solaire est devenu pour la première fois la première source d’électricité du continent sur un mois entier. Dans le même temps, la production fossile a regagné 18 % en deux ans et la France a déjà connu 571 heures à prix nul ou négatif en six mois, un record annuel qui devrait tomber cet automne. L’étude identifie cinq tendances pour les dix-huit prochains mois et propose aux entreprises cinq chantiers concrets, de la stratégie d’achat à la flexibilité, en passant par les PPA et le risque gaz. Un constat s’impose : l’électricité abondante et décarbonée est acquise, mais sa valeur se gagne désormais heure par heure.
France : l’exception nucléaire rattrapée par le soleil
La France a longtemps regardé cette course retranchée derrière l’atome. Le premier semestre 2026 restera comme celui où le solaire français a changé de statut : 17,4 TWh produits en six mois, un record, soit plus du double du gaz naturel (8,2 TWh). Il y a cinq ans, le rapport était inverse. L’éolien (25,9 TWh) talonne désormais l’hydraulique (28,5 TWh), première source renouvelable du pays depuis l’après-guerre, que la sécheresse chronique fragilise. Et le charbon a pratiquement quitté la scène : 0,25 TWh en six mois, un chiffre qui aurait paru inconcevable aux planificateurs des années 1970. Au total, le renouvelable a couvert 33,3 % de la consommation française au premier semestre, contre 20 % dix ans plus tôt, à un cheveu du record de 2024 (33,5 %), pour les mêmes raisons météorologiques qu’à l’échelle du continent. Ajoutez le socle nucléaire, et la France affiche un mix décarboné à 95,2 %, des émissions au plus bas jamais mesuré (4,9 Mt de CO₂ sur le semestre, selon RTE) et, conséquence directe de cette abondance, un record historique d’exportation : 51 TWh nets en six mois, qui fait du pays le premier fournisseur d’électricité de ses voisins et lui rapporte environ 3 milliards d’euros. Côté parc installé, deux bascules symboliques sont passées presque inaperçues. Fin 2025, la France comptait 53,5 GW d’éolien et de solaire, plus de trois fois le niveau de 2014. Le solaire (28,25 GW) y a doublé l’éolien terrestre en 2024, puis l’hydraulique en puissance installée : dans le pays des barrages, c’est un changement d’époque. L’éolien en mer, lui, sort à peine du port (1,5 GW) mais l’appel d’offres « AO10 », environ 10 GW à attribuer début 2027, devrait enfin lui donner une taille industrielle.
Les cinq chantiers à mettre en œuvre
Pour les entreprises et industriels consommateurs d’énergie, ces tendances ne sont pas qu’un paysage, ce sont des lignes de coût, de risque et de compétitivité qui sont déplacées.
1. Acheter la structure de la courbe
Au 31 août 2026, le calendaire 2027 français cotait 70,6 €/MWh, tend[Ui1.1]u par l’été. Pendant ce temps, les échéances 2028 et 2029 restaient ancrées à 53,8 et 52,4 €/MWh, au voisinage du coût du nucléaire historique évalué par la CRE.
Cette déformation doit inciter les entreprises à sécuriser progressivement leur énergie (par tranches, sur les années 2028-2030), à documenter chaque décision contre un budget de référence et à se souvenir que la fenêtre favorable du printemps s’est refermée en six semaines.
2. Chiffrer la flexibilité comme un projet industriel.
571 heures à prix nul ou négatif en six mois d’un côté, des pointes à plus de 150 €/MWh de l’autre : l’écart entre un profil de consommation rigide et un profil piloté se lit directement en marge. Trois étages de maturité :
- Déplacer les usages pilotables vers les heures solaires ;
- Valoriser l’effacement sur les mécanismes d’ajustement et de capacité ;
- Investir dans le stockage derrière le compteur.
Au préalable, il est nécessaire de réaliser un suivi fin de sa courbe de charge, car on n’optimise que ce que l’on mesure.
3. Contractualiser l’avantage carbone français pendant qu’il en est un.
19,6 gCO₂ par kilowattheure produit en 2025, contre environ 178 en moyenne européenne : cet écart pèse dans les bilans GES, dans le reporting CSRD, dans les appels d’offres clients et, pour les secteurs couverts, face au mécanisme carbone aux frontières.
4. Négocier les PPA à la valeur horaire, jamais au prix moyen.
Un taux de captation solaire tombé à 10 % en avril 2026 signifie qu’un mégawattheure solaire ne vaut pas un mégawattheure : dans un contrat « pay-as-produced », le risque de profil est chez l’acheteur ; dans un « baseload », il est facturé par le producteur. La différence se chiffre, se négocie et fait désormais la moitié de la valeur d’un contrat. Même grille de lecture pour l’autoconsommation, à dimensionner avec stockage ou déplacement d’usages.
5. Traiter le gaz en risque de queue, réel, assurable et non négligeable.
Le système reste adossé au gaz pour l’équilibrage et le gaz reste un actif géopolitique : stockages européens en retard, sortie des importations russes programmée pour 2027, chocs d’offre à répétition. Depuis la fin de l’ARENH, il n’existe plus d’amortisseur réglementaire automatique sous les seuils du Versement Nucléaire Universel : la protection contre les scénarios extrêmes est redevenue une affaire de contrats. C’est une responsabilité de direction générale.
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L’abondance est là mais la valeur se gagne heure par heure
Le bilan de la décennie 2015-2026 tient en trois lignes :
- La production renouvelable européenne a plus que doublé ;
- Le charbon a été divisé par 2,4 ;
- La France exporte comme jamais avec l’un des mix les plus propres du monde industrialisé.
Les records de volume continueront de tomber et le solaire y pourvoira, chaque printemps. Mais 2024-2026 a ouvert un chapitre plus exigeant, dont ce rapport a voulu donner les clés de lecture : un record de part qui résiste au gré de la météo, un fossile qui rebondit dès que le vent faiblit, un marché où le prix unique a cédé la place à une géographie horaire des prix, un offshore qui a rendu les deux tiers de son ambition, et un climat qui contraint désormais les moyens de production censés le stabiliser. La transition n’est plus une courbe qui monte : c’est un système qui doit s’équilibrer. Pour les entreprises, l’électricité abondante et décarbonée est acquise ; sa valeur, elle, se gagne heure par heure. Ceux qui achèteront dans la structure de la courbe, déplaceront leur consommation et contractualiseront leur avantage carbone, feront de cette décennie une marge. Les autres subiront la volatilité.
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Encadré
Les chiffres à retenir du 1er semestre 2026
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• 398,8 TWh d’électricité renouvelable nouvelle dans l’UE-27 : record absolu, +56 % en cinq ans, plus du double en dix ans
• 162,1 TWh de solaire, multiplié par 3,6 en dix ans ; en juin puis juillet 2026, première source d’électricité du continent sur un mois entier, une première historique (Ember)
• 46,7 % de la consommation électrique européenne couverte par le renouvelable : deuxième niveau de l’histoire, derrière le pic de 47,5 % du S1 2024, toujours invaincu
• France : 33,3 % de consommation couverte, record d’exportation (51 TWh nets en six mois), l’énergie fossile réduite à environ 4 % du mix
• 571 heures à prix nul ou négatif en France en six mois, après 742 sur l’année 2025 entière. Le record annuel tombera certainement à l’automne
