Mix énergétique France 2026 : nucléaire, renouvelables, fossiles — où en est-on ?

En ce début d'année 2026, le paysage énergétique français connaît une phase de transformation majeure. Entre la publication du décret PPE3 le 12 février, les records de production solaire et le lancement du programme EPR2, la France redessine sa stratégie énergétique pour les quinze prochaines années. Alors que le bilan environnement 2025 montrait déjà des signaux de transition, les données 2024 et les projections 2026 confirment une dynamique à deux moteurs : maintien de la prépondérance nucléaire d'une part, accélération massive des renouvelables d'autre part.

Le bilan électrique 2024 publié par RTE fait état d'une production totale de 539 TWh, avec une intensité carbone de 56 gCO2/kWh — l'une des plus faibles d'Europe. Mais derrière ces chiffres globaux se cache une réalité plus complexe, où chaque filière énergétique joue un rôle distinct et où les arbitrages politiques pèsent sur la trajectoire de décarbonation.

67% de la production électrique

Selon les données RTE, le nucléaire a généré 361,7 TWh en 2024, soit 67,1% du mix électrique français. Ce chiffre marque une stabilisation après les difficultés de 2022 (279 TWh, 63% du mix) liées aux arrêts pour maintenance et aux phénomènes de corrosion sous contrainte détectés sur plusieurs réacteurs.

Le parc nucléaire français compte aujourd'hui 56 réacteurs opérationnels répartis sur 18 sites, représentant une capacité installée de 61,4 GW. La mise en service commerciale de l'EPR de Flamanville en 2024, après 17 ans de retard et un coût final de 19,1 milliards d'euros, a ajouté 1,6 GW à cette capacité.

Le programme EPR2 : 6 réacteurs d'ici 2040

Le gouvernement a officialisé en 2023 le lancement du programme EPR2, comprenant 6 réacteurs de nouvelle génération pour un coût estimé à 72,8 milliards d'euros. Les premiers réacteurs sont prévus à Penly (Seine-Maritime) avec une mise en service attendue en 2037-2038, suivis de deux unités à Gravelines (Nord) et deux autres sur un site encore à définir.

Cette relance du nucléaire fait l'objet de débats intenses. Les partisans mettent en avant la production bas-carbone (6 gCO2/kWh selon le GIEC), la disponibilité pilotable et l'indépendance énergétique. Les critiques pointent les coûts dépassés (Flamanville initialement budgété à 3,3 Md€), les délais non tenus et la question non résolue des déchets de haute activité et à vie longue.

Le décret PPE3 publié le 12 février 2026 confirme l'objectif de 50% de nucléaire dans le mix électrique d'ici 2035, contre 67% aujourd'hui. Cette baisse relative s'explique non pas par une fermeture de réacteurs, mais par l'augmentation de la part des renouvelables dans un mix électrique globalement en croissance.

Solaire : une croissance à trois chiffres

Le photovoltaïque a connu une année record en 2024-2025. Selon les données RTE du troisième trimestre 2025, la production solaire a atteint 28,6 TWh sur douze mois glissants, soit une progression de +30% en un an. La puissance installée dépasse désormais 21 GW au niveau national.

Cette dynamique s'explique par plusieurs facteurs : baisse continue du coût des installations (divisé par 10 en quinze ans), dispositifs de soutien renforcés (obligation d'équipement pour les bâtiments commerciaux et industriels), et hausse des prix de l'électricité qui rend l'autoconsommation attractive.

La France accuse toutefois un retard significatif sur l'Allemagne (85 GW installés) et l'Espagne (32 GW). Le décret PPE3 fixe un objectif de 54 à 60 GW installés en 2030 et 75 à 100 GW en 2035, ce qui nécessite un doublement du rythme d'installation annuel. Les détails sur cette trajectoire sont disponibles dans notre article sur le solaire photovoltaïque en France.

Éolien : terrestres matures, offshore en démarrage

L'éolien terrestre fournit environ 40 TWh par an avec une capacité installée de 22,7 GW. La filière est aujourd'hui mature mais fait face à des tensions d'acceptabilité locale et à un ralentissement des autorisations. Le nombre de projets autorisés a chuté de 30% entre 2020 et 2024, selon les données de France Énergie Éolienne.

L'éolien en mer représente en revanche un potentiel majeur. Les premiers parcs sont opérationnels : Saint-Nazaire (480 MW), Saint-Brieuc (496 MW), Fécamp (498 MW). La PPE3 prévoit 18 GW installés en 2035 grâce à des appels d'offres réguliers et à l'émergence de technologies flottantes permettant d'exploiter les zones à grande profondeur en Méditerranée et en Atlantique. Notre dossier sur l'éolien en mer en France détaille cette trajectoire.

Hydraulique : un socle stable mais limité

L'hydroélectricité représente environ 12% du mix électrique avec une production annuelle de 60 TWh (variable selon la pluviométrie). La capacité installée de 25,7 GW est stable depuis une décennie, car les sites exploitables sont déjà largement équipés. Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) jouent un rôle crucial pour le stockage et l'équilibrage du réseau face à l'intermittence des énergies éolienne et solaire.

Le potentiel de développement se concentre désormais sur la modernisation des installations existantes (gain de productivité de 10 à 15%) et sur les petites centrales hydroélectriques. La PPE3 fixe un objectif de 26,4 à 27 GW installés en 2035, soit une progression modeste de +3%.

Charbon : fermeture quasi-totale

La centrale de Cordemais (Loire-Atlantique), dernière centrale à charbon française, a fermé définitivement ses deux unités en 2022. La centrale de Saint-Avold (Moselle), fermée en 2022 puis réouverte temporairement en 2023 pour faire face à la crise énergétique, est aujourd'hui en réserve stratégique avec une autorisation de fonctionnement limitée à 1 000 heures par an.

En pratique, le charbon représente désormais moins de 1% du mix électrique français, contre 4% en 2020 et 25% en 1990. Cette sortie rapide contraste avec l'Allemagne où le charbon représente encore 26% de la production électrique en 2024.

Gaz : baisse continue mais rôle de flexibilité

Les centrales à gaz ont produit environ 37 TWh en 2024, soit 7% du mix électrique. Ce chiffre est en baisse de 15% par rapport à 2023, sous l'effet de la reprise du nucléaire et de la montée en puissance du solaire.

Le gaz conserve néanmoins un rôle de flexibilité pour compenser l'intermittence des renouvelables et répondre aux pointes de consommation hivernales. Les nouvelles centrales à gaz prévues (Landivisiau, Bretagne) sont conçues pour fonctionner avec des taux de charge réduits (moins de 2 000 heures par an) et préparées pour une conversion future au biométhane ou à l'hydrogène.

L'intensité carbone du gaz (490 gCO2/kWh) reste cependant 9 fois supérieure à celle du mix électrique français moyen (56 gCO2/kWh), ce qui explique les réticences à un développement massif de cette filière.

En 2024, la France a exporté 92,3 TWh d'électricité — un record historique — pour des importations de seulement 23,7 TWh, soit un solde net de +68,6 TWh. Ce chiffre place la France comme premier exportateur européen, devant la Suède et la Norvège.

Les principaux clients sont le Royaume-Uni (21,3 TWh), l'Italie (18,6 TWh), l'Espagne (15,1 TWh), la Belgique (11,8 TWh) et l'Allemagne (9,4 TWh). Ces exports représentent une source de revenus significative pour le système électrique français et contribuent à la décarbonation du mix électrique européen.

Cette position d'exportateur net est rendue possible par la compétitivité du nucléaire français (coût de production de 42 €/MWh selon la Cour des comptes) et par les interconnexions électriques transfrontalières qui ont été renforcées ces dernières années (câble France-Royaume-Uni IFA2 de 1 GW mis en service en 2021, interconnexion France-Italie via la Savoie portée à 1,2 GW).

Le mix électrique varie fortement selon les pays européens, reflétant des choix politiques et des dotations naturelles différents.

L'Allemagne, après avoir fermé ses trois derniers réacteurs nucléaires en avril 2023, affiche un mix électrique encore fortement carboné avec 45% de production fossile (charbon + gaz), malgré des investissements massifs dans les renouvelables. L'intensité carbone de l'électricité allemande (380 gCO2/kWh) est 7 fois supérieure à celle de la France.

La Suède combine nucléaire (30%) et hydraulique (40%) pour afficher l'intensité carbone la plus basse d'Europe (18 gCO2/kWh). L'Espagne, qui a misé massivement sur l'éolien et le solaire (58% de renouvelables), conserve 22% de fossiles et une intensité carbone de 180 gCO2/kWh.

Ces comparaisons illustrent les tensions entre rapidité de déploiement (renouvelables), décarbonation profonde (nucléaire + renouvelables) et acceptabilité sociale (rejets locaux des éoliennes, débat sur les déchets nucléaires).

Le décret PPE3 publié le 12 février 2026 fixe les orientations de la politique énergétique française pour la période 2024-2035. Les objectifs principaux sont :

• 50% de renouvelables dans le mix électrique en 2035 (contre 25% en 2024)
• Neutralité carbone en 2050 (objectif de la Stratégie Nationale Bas-Carbone)
• Réduction de 40% de la consommation énergétique finale entre 2012 et 2050
• Électrification de l'économie : passage de 26% à 50% de la consommation finale d'énergie sous forme électrique d'ici 2050

Pour atteindre ces objectifs, la France devra simultanément :

1. Construire 6 nouveaux réacteurs EPR2 (première mise en service en 2037)
2. Multiplier par 4 la capacité solaire installée (de 21 GW à 75-100 GW)
3. Multiplier par 12 la capacité éolienne offshore (de 1,5 GW à 18 GW)
4. Développer les réseaux de chaleur renouvelables (géothermie, biomasse)
5. Déployer massivement les pompes à chaleur (objectif : 1 million d'installations par an)

Ces trajectoires nécessitent des investissements considérables. Le Réseau de transport d'électricité (RTE) estime à 100 milliards d'euros les besoins d'adaptation et de renforcement du réseau électrique d'ici 2040. EDF chiffre à 51,7 milliards d'euros son plan d'investissement pour la période 2024-2028, incluant le grand carénage du parc nucléaire existant et le lancement des EPR2.

Au-delà des capacités de production, trois défis structurels conditionnent la réussite de la transition énergétique française :

Le stockage de l'électricité

L'intermittence du solaire (facteur de charge de 14% en France) et de l'éolien (25% pour le terrestre) impose de développer des solutions de stockage. Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) représentent aujourd'hui 5 GW de capacité, mais leur développement est contraint par les sites disponibles.

Les batteries lithium-ion se déploient rapidement pour le stockage court terme (quelques heures), avec 1,2 GW de projets autorisés en France. L'hydrogène vert (produit par électrolyse) est envisagé pour le stockage saisonnier et l'industrie lourde, mais les coûts restent élevés (4 à 6 €/kg contre 1,5 €/kg pour l'hydrogène gris issu du gaz).

L'adaptation du réseau électrique

L'essor des énergies renouvelables décentralisées (toitures solaires, parcs éoliens) impose une transformation du réseau électrique, historiquement conçu pour transporter l'électricité depuis de grandes centrales vers les consommateurs. Le réseau doit désormais gérer des flux bidirectionnels, des productions fluctuantes et une multiplication des points d'injection.

RTE prévoit le renforcement de 6 000 km de lignes haute tension et la création de 3 500 km de nouvelles liaisons d'ici 2040. Ces projets font face à des oppositions locales et à des délais d'instruction de 10 à 15 ans pour les ouvrages structurants.

La sobriété énergétique

La consommation d'électricité en France est stable depuis quinze ans (environ 460 TWh de consommation finale), malgré la croissance économique et démographique. Cette stabilité s'explique par les gains d'efficacité énergétique (éclairage LED, électroménager A+++, isolation des bâtiments).

La PPE3 mise sur un scénario de réindustrialisation électrifiée : hausse de la consommation électrique (+20% d'ici 2035) mais baisse de la consommation totale d'énergie grâce au remplacement du pétrole et du gaz par l'électricité bas-carbone. Ce pari repose sur la réussite de l'électrification des mobilités (7 millions de véhicules électriques prévus en 2030) et de l'industrie (fours électriques, hydrogène vert).

La France défend sa stratégie énergétique dans les négociations climatiques internationales. Lors de la COP30 de Belém, le gouvernement français a plaidé pour la reconnaissance du nucléaire comme énergie bas-carbone éligible aux financements climat, face à l'opposition de l'Allemagne et de l'Autriche.

Le mécanisme d'ajustement carbone aux frontières (MACF), entré en vigueur en octobre 2023, crée un avantage compétitif pour l'industrie française grâce à son électricité décarbonée. Les importations d'acier, de ciment ou d'aluminium produits avec une électricité carbonée seront progressivement taxées, incitant les producteurs étrangers à décarboner ou à relocaliser en France. Les détails de ce dispositif sont analysés dans notre article sur la taxe carbone aux frontières.

Cette dimension internationale renforce l'attractivité du modèle français pour les industries électro-intensives (sidérurgie, chimie, data centers) et pour les projets de batteries ou d'hydrogène vert nécessitant une électricité décarbonée.

Le mix énergétique français de 2026 se caractérise par une dualité nucléaire-renouvelables qui le distingue de la plupart des pays européens. Avec 67% de nucléaire et 25% de renouvelables, la France affiche l'une des électricités les plus décarbonées d'Europe (56 gCO2/kWh) tout en restant exportatrice nette.

Cette position résulte de choix historiques (programme nucléaire des années 1970) et de contraintes géographiques (potentiel hydraulique limité, ensoleillement moyen). Le décret PPE3 de février 2026 acte une trajectoire d'hybridation croissante : maintien du socle nucléaire via les EPR2, accélération massive des renouvelables (objectif 50% en 2035), et sortie quasi-totale des fossiles.

Les défis restent considérables : coûts et délais du programme EPR2, rythme d'installation des renouvelables à doubler, acceptabilité locale des infrastructures, adaptation du réseau, développement du stockage, électrification de l'économie. Le succès de cette transition conditionnera la capacité de la France à atteindre la neutralité carbone en 2050 tout en préservant sa compétitivité industrielle et sa souveraineté énergétique.

Pour aller plus loin sur les trajectoires des filières renouvelables, consultez notre dossier sur les énergies renouvelables en France.

Sources :

• RTE – Bilan électrique 2024
• Ministère de la Transition Écologique – Décret PPE3 (12 février 2026)
• EDF – Programme EPR2 et investissements 2024-2028
• SDES – Données énergétiques annuelles
• France Énergie Éolienne – Observatoire de l'éolien 2025
• AIE – World Energy Outlook 2025