Bilan électrique 2025 : la France bat tous ses records (sauf celui qui compte vraiment)
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RTE publie ce 25 février son Bilan électrique 2025, un document qui révèle une production bas-carbone historique de 521,1 TWh et des exportations record de 92,3 TWh vers les pays voisins. La France dispose donc d'une électricité abondante, décarbonée et compétitive, mais peine à enclencher la bascule de ses usages fossiles vers le courant électrique. Ce décalage entre potentiel et réalité interroge désormais la capacité du pays à transformer cet avantage en levier de souveraineté économique.
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521 TWh décarbonés : le record de la production française
Il y a des records qui passent presque inaperçus. Celui-là mérite pourtant une attention particulière. En 2025, le volume d'électricité bas-carbone produit en France métropolitaine a atteint 521,1 TWh, un maximum jamais observé.
Nucléaire et renouvelables confondus, les filières décarbonées ont représenté 95,2 % de l'électricité générée sur le territoire, un niveau comparable à celui de l'année précédente.
La production totale s'est établie à 547,5 TWh, en légère progression de 1,5 % par rapport à 2024. Mais c'est surtout la composition de ce mix qui retient l'attention des analystes.
Le nucléaire a poursuivi son redressement pour atteindre 373 TWh, retrouvant ainsi ses niveaux de 2019 grâce à l'amélioration de la disponibilité du parc. Le réacteur de Flamanville 3, couplé au réseau en décembre 2024, a poursuivi sa mise en service progressive tout au long de l'année.
Le solaire photovoltaïque a signé la plus forte progression parmi les filières renouvelables, avec une hausse de 8,1 TWh, portée par l'ajout de 5,9 GW de nouvelles capacités installées. La capacité solaire installée en France (30,4 GW) a dépassé pour la première fois celle de l'hydraulique (25,7 GW).
L'éolien, terrestre et en mer, a également progressé de 2,8 TWh, notamment grâce à la mise en service du parc en mer d'Yeu-Noirmoutier.
À l'inverse, la production hydraulique a reculé de 12,9 TWh par rapport à une année 2024 exceptionnellement pluvieuse, mais s'est maintenue conforme aux moyennes historiques.
Et le fait le plus marquant réside peut-être du côté des centrales fossiles : leur production a atteint son niveau le plus bas depuis près de 75 ans. Le charbon et le fioul n'ont quasiment pas tourné, tandis que le gaz a touché un plancher historique.
Des prix compétitifs qui creusent l'écart avec les voisins européens
Le marché de l'électricité raconte lui aussi une histoire qui tranche avec le discours ambiant sur la cherté de l'énergie. Le prix spot moyen annuel de l'électricité en France s'est établi à 61 €/MWh en 2025, un niveau relativement stable par rapport aux 58 €/MWh de 2024.
Cette stabilité masque néanmoins une réalité plus nuancée : les prix restent supérieurs à la moyenne de la décennie 2010 (43 €/MWh sur la période 2010-2019), mais demeurent sans commune mesure avec les sommets atteints lors de la crise énergétique, lorsque le mégawattheure avait frôlé les 276 € en moyenne annuelle en 2022.
Le phénomène le plus significatif réside dans l'évolution des prix à terme. Ces derniers, qui reflètent les anticipations des acteurs de marché, ont poursuivi leur décrue entamée depuis l'été 2023 pour retrouver un niveau proche des prix spot. Le produit calendaire annuel pour livraison l'année suivante est passé de 77 €/MWh en 2024 à 61 €/MWh en 2025, porté par la baisse des prix du gaz, les bonnes perspectives de production nucléaire et la stabilité de la demande.
Ce qui frappe surtout, c'est le découplage progressif entre les prix français et ceux des pays voisins. Les écarts avec l'Allemagne, l'Italie ou la Belgique se sont considérablement creusés.
Pour la deuxième année consécutive, le prix français est resté inférieur au prix espagnol, y compris sur les marchés à terme depuis septembre 2025. La compétitivité du mix français, fondée sur l'abondance d'une production à faible coût variable, constitue désormais un avantage tangible par rapport à des voisins encore très dépendants des centrales à gaz pour fixer les prix de marché.
Volatilité croissante : le nouveau visage du marché
Les prix horaires connaissent une déformation inédite. Les pics du matin et du soir sont plus prononcés qu'avant la crise, tandis que le milieu de journée voit les prix s'effondrer sous l'effet de la production solaire.
En 2025, 513 heures ont affiché des prix négatifs (contre 352 en 2024), tandis que 1807 heures ont dépassé les 100 €/MWh.
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92,3 TWh exportés : la France n'a pas bradé son électricité
C'est l'un des chiffres les plus parlants du bilan. Le solde net des échanges d'électricité s'est élevé à 92,3 TWh dans le sens des exportations, un nouveau record historique après les 89 TWh de 2024. Pour donner la mesure de ce volume, il équivaut à la consommation annuelle d'électricité d'un pays comme la Belgique. La France a été exportatrice nette près de 99 % du temps au cours de l'année écoulée.
Les flux se sont dirigés massivement vers l'Italie (26,2 TWh de solde), la région Allemagne-Belgique (23,1 TWh), la Grande-Bretagne (22,6 TWh) et la Suisse (20,1 TWh). Seuls les échanges avec l'Espagne sont restés quasi équilibrés, avec un solde de 0,2 TWh seulement.
Le pays joue désormais un rôle de véritable carrefour électrique européen, ses exportations alimentant bien au-delà des seuls pays frontaliers : 15 % des volumes exportés ont atteint des pays non limitrophes, du Portugal à la Pologne en passant par le Danemark.
La question du prix de vente revient régulièrement dans le débat public. Les chiffres de RTE apportent une réponse claire. La valorisation nette des exportations s'est élevée à 5,4 milliards d'euros en 2025, soit 400 millions de plus qu'en 2024. Ce montant correspond à une valorisation au prix français du moment (59 €/MWh en moyenne).
Si les volumes sont estimés au prix moyen pratiqué dans les pays destinataires, la valeur grimpe à environ 9 milliards d'euros, avec un prix moyen pondéré de 101,5 €/MWh. La France a donc exporté sa production excédentaire en bénéficiant d'un écart de prix supérieur à celui de l'année précédente.
Une facture fossile toujours dix fois supérieure aux recettes électriques
Ces 5,4 milliards d'euros de recettes nettes contribuent à réduire la facture énergétique du pays, mais ne suffisent pas à en modifier l'ordre de grandeur. En 2025, les importations de combustibles fossiles ont coûté à la France 53 milliards d'euros, selon les données des douanes.
Ce poste demeure le premier contributeur au déficit commercial du pays. En comparaison, lors de la crise énergétique de 2022, cette facture avait culminé à plus de 110 milliards d'euros en euros constants.
C'est précisément dans ce contraste que réside l'enjeu stratégique identifié par RTE. La France dispose d'une production électrique bas-carbone abondante et compétitive, exportée en masse faute de consommateurs intérieurs suffisants.
Parallèlement, le pays continue d'importer massivement des hydrocarbures pour alimenter ses transports, chauffer ses bâtiments et faire tourner une partie de son industrie. La réorientation de ces usages vers l'électricité permettrait de réduire simultanément les émissions de gaz à effet de serre, le déficit commercial et la dépendance géopolitique.
10,9 MtCO2 : les émissions du secteur électrique au plus bas depuis 1945
Le contenu carbone de la production d'électricité française a poursuivi sa décrue en 2025 pour atteindre 10,9 millions de tonnes de CO2 équivalent, le niveau le plus faible depuis la fin de la Seconde Guerre mondiale. Ce chiffre place la France au deuxième rang des pays européens les plus décarbonés pour leur mix électrique, derrière la Norvège, avec une intensité moyenne de 19,6 gCO2eq par kilowattheure produit.
Pour mesurer la portée de ce résultat, il suffit de le mettre en regard des autres postes d'émissions nationales. Le transport routier a généré 120 millions de tonnes de CO2 en 2024. Le chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires en a produit 47 millions de tonnes. Le secteur électrique pèse donc moins d'un dixième des émissions du transport et un cinquième de celles du chauffage.
Les exportations françaises ont par ailleurs permis d'éviter 27 millions de tonnes de CO2 dans les pays destinataires, principalement en Italie (la moitié du total), en Allemagne et en Belgique.
En substituant de l'électricité bas-carbone française aux productions fossiles locales, ces échanges transfrontaliers contribuent directement à la décarbonation du continent européen dans son ensemble.
L'électrification en panne : le paradoxe français
Le revers de la médaille se trouve du côté de la demande. La consommation d'électricité en France métropolitaine est restée quasiment étale en 2025, atteignant 451 TWh après correction des effets météorologiques, soit une progression de seulement 0,4 % par rapport à 2024. Ce chiffre demeure inférieur d'environ 6 % aux niveaux observés durant la période 2014-2019, avant les crises sanitaire et énergétique.
La consommation des grands sites industriels raccordés au réseau de transport a même reculé de 1,7 % en 2025, principalement sous l'effet du ralentissement de l'industrie chimique et d'un contexte géopolitique marqué par de fortes incertitudes. Ces grands consommateurs affichent une demande inférieure de 13 % à leur niveau d'avant-crise.
L'électrification des usages accuse donc un retard significatif par rapport aux trajectoires nécessaires pour atteindre les objectifs climatiques. La part de l'électricité dans la consommation finale d'énergie reste globalement stable depuis de nombreuses années, signe que la bascule des fossiles vers le courant électrique n'est pas encore véritablement amorcée.
Les véhicules électriques progressent (près de 20 % de part de marché sur les ventes neuves en 2025), les pompes à chaleur se développent, mais le rythme de transformation reste insuffisant au regard des objectifs du Fit for 55 à l'horizon 2030.
Les fossiles représentent encore 56 % de l'énergie consommée en France
Malgré un mix électrique décarboné à plus de 95 %, les énergies fossiles dominaient encore en 2024 la consommation d'énergie finale du pays, avec 56 % du total. Le secteur des transports est le plus dépendant, avec 90 % de ses besoins couverts par des combustibles fossiles. Moins de 3 % des émissions françaises sont liées à la production d'électricité. L'essentiel de l'effort de décarbonation reste donc à accomplir dans les transports, le bâtiment et l'industrie.
30 GW de projets dans les cartons : l'enjeu de la concrétisation
La bonne nouvelle, c'est que l'électrification n'est plus un concept théorique réservé aux scénarios prospectifs. Plus de 170 grands projets industriels et numériques sont en cours de développement.
Fin novembre 2025, les droits d'accès au réseau de transport déjà attribués par RTE atteignaient environ 30 GW. Parmi ces réservations : 14 GW pour des centres de données, 9,5 GW pour des unités de production d'hydrogène et 6,5 GW pour l'électrification de sites industriels existants ou la création de nouveaux sites.
La moitié de ces projets vise une mise en service entre 2025 et 2029. Mais entre la signature d'un droit d'accès au réseau et le branchement effectif d'une installation, le parcours reste semé d'embûches. Les incertitudes portent sur les vitesses de montée en charge, les taux de concrétisation et les délais de construction.
La consommation des centres de données raccordés au réseau de transport a certes progressé en 2025 (près de 1 TWh, contre 0,8 TWh en 2024), mais ce volume reste modeste au regard de la consommation nationale totale.
Pour RTE, l'abondance actuelle de production bas-carbone compétitive constitue une fenêtre d'opportunité qu'il serait risqué de laisser passer. Le Bilan prévisionnel publié en décembre 2025 estimait que la stratégie d'électrification rapide permettrait de réduire de près de moitié les importations d'hydrocarbures à l'horizon 2035, soit une économie d'environ 500 TWh de combustibles fossiles importés.
- Production bas-carbone : 521,1 TWh, un record historique avec 95,2 % d'électricité décarbonée.
- Exportations : 92,3 TWh, nouveau record valorisé à 5,4 milliards d'euros net.
- Consommation : Toujours 6 % sous les niveaux d'avant-crise, électrification en retard.
- Projets industriels : 30 GW de droits d'accès attribués, la concrétisation reste le défi majeur.
L'Europe dans le sillage français, mais à un rythme inégal
Le tableau européen confirme certaines tendances observées en France, tout en soulignant des dynamiques propres au continent. La consommation d'électricité dans l'Union européenne est restée stable en 2025 (+0,7 %), toujours en retrait de 3,4 % par rapport à la période 2015-2019.
Les facteurs de cette atonie sont les mêmes qu'en France : efficacité énergétique, sobriété post-crise et ralentissement industriel dans plusieurs pays.
Côté production, le solaire a enregistré la plus forte progression à l'échelle européenne (+19 %, soit 51 TWh supplémentaires), poursuivant un rythme soutenu d'une année sur l'autre. La part combinée de l'éolien et du solaire dans le mix européen a progressé de deux points, passant de 29 à 31 %.
Pour la deuxième année consécutive, la production cumulée solaire et éolienne a dépassé la production d'origine fossile dans l'Union européenne. L'électricité du continent est désormais décarbonée à 69 % et renouvelable à 43 %, contre respectivement 55 % et 26 % en 2015.
Mais la baisse de la production hydraulique (-14 %) a entraîné un léger rebond conjoncturel de la production fossile (+3 %), porté par les centrales à gaz. Le charbon, lui, a poursuivi son déclin (-4 %) et représente désormais moins de 10 % du mix de production européen.
Cette dynamique rappelle que les aléas météorologiques continuent de peser sur l'équilibre du système, et que la transition énergétique européenne avance de manière inégale selon les pays et les filières.
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