BE 2025 - Échanges

Le solde net de la France en 2025 s’est élevé à 92,3 TWh dans le sens des exportations. Il a été, pour la deuxième année consécutive, le plus élevé depuis le début des échanges entre la France et les autres pays européens, dépassant le solde de 2024 (89,0 TWh), dans un contexte globalement similaire. À titre de comparaison, cela représente un volume similaire à celui de la consommation électrique d’un pays comme la Belgique (environ 80 TWh en 2025).

Le solde des échanges a été très exportateur vers toutes les frontières, à l’exception de l’Espagne avec laquelle le solde a été plus équilibré. Il s’est élevé à 22,6 TWh avec la Grande-Bretagne, 20,1 TWh avec la Suisse, 26,2 TWh avec l’Italie, 23,1 TWh avec la région Core, c’est-à-dire les frontières avec l’Allemagne et la  Belgique, et 0,2 TWh avec l’Espagne.

Ce volume d’exportations reflète des fondamentaux similaires à ceux de 2024. En 2025, la production d’électricité nationale est restée élevée, et constituée essentiellement d’une base de production très compétitive (à faible coût variable) et bas-carbone. 

Le recul de la production hydraulique a été compensé par le retour du nucléaire à des niveaux de production d’avant crise sanitaire, ainsi que par l’augmentation de la production de la filière solaire sous l’effet de la croissance du parc et des conditions d’ensoleillement favorables. 

D’autre part, la consommation est restée stable par rapport à 2024, et demeure en retrait par rapport aux niveaux d’avant-crise (voir chapitre Consommation). Enfin, les larges soldes exportateurs de 2024 et 2025 ont également été rendus possibles par le développement des interconnexions et l’intégration croissante des marchés européens de l’électricité. 

Ces tendances confirment le diagnostic du récent Bilan prévisionnel 2025 : l’abondance de la production d’électricité bas-carbone française place le pays dans une position très favorable pour se décarboner rapidement et réduire sa dépendance aux énergies fossiles, qui représentent encore près de 60 % de sa consommation d’énergie totale.

La France est restée le premier exportateur net d’électricité d’Europe en volume, comme presque tous les ans au cours des trois dernières décennies¹ (hors 2016, 2017² et 2022). La France a ainsi exporté l’équivalent de 17 % de sa production en 2025, un niveau proche de celui de 2024 (16,5 %). La France n’est pas le seul pays à exporter une part si élevée de sa production : certains pays du nord de l’Europe comme la Norvège et la Suède affichent également des taux d’exportation élevés — autour de 22 % pour la Suède en 2025 — grâce à leurs importantes capacités de productions renouvelables, principalement hydrauliques et éoliennes. À l’inverse, d’autres pays comme l’Italie, le Portugal ou la Grande-Bretagne³ s’appuient largement sur des importations pour couvrir leur consommation d’électricité, dans des proportions qui vont jusqu’à 15 - 20 %.

Des proportions comparables d’exportations avaient déjà été atteintes en France entre 1992 et 2002, période durant laquelle leur part oscillait entre 12 % et 15 % de la production nationale, à un moment où le parc nucléaire avait connu un fort développement et où la consommation se trouvait à des niveaux inférieurs à ceux d’aujourd’hui (voir le Focus sur la vision historique des échanges français).

À la maille mensuelle, le solde est resté largement exportateur tous les mois de 2025, prolongeant ainsi la tendance observée depuis mi-2023. Les valeurs ont été légèrement moins élevées au 1^er semestre qu’au 2^ème, sous l’effet de la consommation et des prix qui étaient plus élevés en début d’année. 

Des niveaux historiquement hauts de solde exportateur ont été observés à partir de juillet jusqu’à la fin de l’année, portés par des échanges particulièrement significatifs avec la Grande-Bretagne, l’Italie, l’Allemagne et la Belgique. En effet, sur cette période, la consommation est restée quasiment identique à celle de l’année précédente (+0,1 TWh par mois en moyenne). En parallèle, la production décarbonée a progressé dans son ensemble : +1,2 TWh en moyenne par mois pour le nucléaire, +0,8 TWh pour l’éolien, +0,7 TWh pour le solaire. Seule la production hydraulique a reculé, de -1 TWh par mois en moyenne. Le mois de décembre a marqué un nouveau record mensuel d’exportations, atteignant 10,5 TWh. Au cours de ce mois, la production nucléaire a atteint un niveau qui n’avait plus été observé depuis janvier 2019.

Les systèmes électriques des différents pays européens sont aujourd’hui assez largement interconnectés. La plupart des pays d’Europe continentale font partie du « système électrique continental synchrone », qui partage à chaque instant la même fréquence électrique de 50 Hz.

En permettant de tirer parti des complémentarités des mix énergétiques nationaux, l’interconnexion des systèmes électriques est de nature à bénéficier à la collectivité selon trois axes : le renforcement de la sécurité d’approvisionnement en électricité et de la sécurité d’exploitation, la réduction des coûts de production à l’échelle du continent par la sollicitation des moyens de production les moins onéreux, et la faculté d’intégrer des volumes plus importants d’énergies décarbonées.

En effet, les échanges entre pays européens permettent de solliciter à chaque instant les capacités de production les moins coûteuses (et donc souvent les moins carbonées) disponibles pour couvrir la consommation d’électricité en Europe, y compris dans des situations de tension. Cette réalité s’est révélée essentielle lorsque le système électrique français s’est trouvé en situation de tension sur l’approvisionnement à l’automne-hiver 2022/2023. En règle générale, l’intégration du système électrique européen est particulièrement intéressante car elle permet de tirer profit de la variété des profils de consommation dans les différents pays. Notamment, les pointes de consommation ne surviennent pas au même moment de la journée ni à la même saison : elles ont lieu en été dans l’après-midi en Italie, en soirée en hiver en France, dans la matinée en hiver dans les pays scandinaves. Dans une moindre mesure, la mutualisation permet également de profiter des différences dans les profils de production des énergies renouvelables variables. 

Depuis quinze ans, le renforcement des interconnexions entre les pays et le développement d’énergies renouvelables variables ont conduit à une augmentation significative des échanges d’électricité entre pays européens, et la France est au cœur de ces échanges. Située à l’intersection de plusieurs péninsules électriques (péninsule ibérique, Italie, Grande-Bretagne) et dotée d’importantes capacités de production installées, la France participe pleinement aux échanges européens. Le mix français, constitué pour l’essentiel de moyens de production décarbonés (nucléaire, hydraulique, autres renouvelables), est dans l’ensemble plus compétitif que celui de la plupart de ses voisins. Ainsi, en règle générale, et en l’absence de tensions sur l’équilibre offre-demande national, le système électrique est largement exportateur à l’échelle annuelle : les offres des capacités de production nucléaires et renouvelables françaises sont en effet sollicitées sur les marchés avant les unités de production thermiques, y compris celles dans les pays voisins (dans la limite de ce qui est permis par les capacités d’interconnexion). Par ailleurs, même hors situation de crise, il est normal que le pays se trouve ponctuellement en position importatrice, pendant quelques heures ou quelques jours : c’est typiquement le cas lorsqu’il est moins coûteux d’importer que de produire des volumes supplémentaires en France. Cela se produit par exemple en cas de forte production renouvelable dans les pays voisins, notamment l’Espagne ou l’Allemagne (voir plus loin, Détail par frontière). 

L’interconnexion de la France aux autres pays européens, et sa pleine intégration aux mécanismes de marché qui régissent les échanges, lui permet ainsi :

• d’une part, de trouver des débouchés économiques à sa production bas-carbone et contribuer à la décarbonation du mix européen ;

• d’autre part, d’assurer l’équilibre entre demande et offre d’électricité à un coût bien plus faible que si le pays avait dû compter uniquement sur les moyens de production nationaux à tout instant.

D’ici 2030, RTE terminera les travaux sur les deux projets de liaisons à courant continu en cours de réalisation avec l’Espagne et l’Irlande. En plus de ces projets, des travaux sur le réseau existant aux frontières espagnole, belge et allemande sont prévus et permettront également d’augmenter la capacité d’échanges. D’éventuels projets additionnels ne pourront toutefois être décidés qu’en intégrant la situation physique du réseau français, situé à un carrefour électrique européen. En 2025, une part très faible (2 %) des importations de la France a alimenté la consommation française ; pour le reste, il s'agissait de flux importés depuis une frontière pour être réexportés vers d'autres frontières (voir l’analyse plus loin dans le chapitre). Ces flux ont un impact sur le réseau interne, comme le souligne le Schéma Décennal de Développement du Réseau (SDDR 2025). Ainsi, le développement de nouvelles interconnexions serait conditionné à l’accélération de renforcements sur le réseau interne français, avec des besoins de financement plus importants par rapport à la trajectoire de référence du SDDR pour la période d’ici 2035. 

Avant 1945, l’électricité occupait une place relativement restreinte dans le système énergétique du pays. Les premières centrales de production d’électricité, construites dès la fin du XIX^ème siècle en France, étaient soit hydrauliques, soit au charbon. Au cours de la première moitié du XX^ème siècle, l’usage de l’électricité s’est généralisé, notamment pour l’éclairage, mais il n’existait pas encore de réseau de transport unifié, et les installations de production étaient pour la plupart privées, à usage industriel. L’essentiel de la production était issu du charbon et de l’hydraulique.

De l’après-guerre jusqu’à la fin des années 1970, la consommation d’électricité a crû de manière importante (+1 % par an en moyenne), dans un contexte de fort développement économique et d’électrification du pays. La première interconnexion a vu le jour en 1958 entre les réseaux français, suisse et allemand.

À la suite du premier choc pétrolier en 1973, la France développe rapidement un important parc de réacteurs nucléaires afin de réduire sa dépendance aux hydrocarbures. À cette période, 48 réacteurs nucléaires sont mis en service entre 1978 et 1989⁴. Le développement de l’électrification est en parallèle favorisé, notamment en incitant à l’installation de chauffage électrique et de chauffe-eau électriques. Cependant, sous l’effet combiné des politiques d’économies d’énergie, du ralentissement de la croissance économique, et du contre-choc pétrolier de 1986 qui a conduit au maintien durable de prix bas pour les énergies fossiles jusqu’à la fin des années 1990, la consommation d’électricité n’a pas augmenté aussi vite que les projections, menant à un excédent structurel de production d’électricité en France, qui pouvait alors être exporté. 

Ainsi, le solde des échanges français est devenu exportateur en 1981 et a dépassé les 60 TWh à partir de 1993, soutenu par l’interconnexion croissante des réseaux électriques et par la compétitivité du parc nucléaire français. Un maximum local a été atteint en 2002 avec 76 TWh de solde à l’exportation. La même année, le dernier réacteur nucléaire de seconde génération a été mis en service.

Pendant les années 2000, l’augmentation de la consommation électrique a continué son cours. Dans le même temps, la production s’est stabilisée à partir du milieu de la décennie, en raison notamment de l’absence de nouveaux projets nucléaires mis en service et de l’absence de dynamique marquée de développement du parc renouvelable.

À partir de la fin des années 2000 et au cours des années 2010-2020, la disponibilité du parc nucléaire français a diminué, du fait de l’intensification des opérations de maintenance liée au vieillissement des installations et au lancement du programme du « Grand carénage ». La centrale de Fessenheim a été définitivement arrêtée en 2020. Parallèlement, les énergies renouvelables, notamment éolienne et solaire, se sont développées en France et en Europe. Le solde des échanges français est demeuré exportateur, même si la part de la production destinée à l’exportation n’a plus atteint les niveaux particulièrement élevés observés autour des années 2000.

Après la diminution marquée lors de la crise énergétique en 2022 (où il était devenu importateur), le solde français a battu son record d’exportations de 2002 (76 TWh) deux années d’affilée en 2024 et 2025, avec respectivement 89 TWh puis 92 TWh, porté par la forte production décarbonée (avec notamment le redressement de la disponibilité nucléaire) et par une consommation en retrait vis-à-vis du niveau des années 2010.

Le système électrique français connaît ainsi aujourd’hui une situation d’abondance d’électricité à l’échelle nationale qui n’est pas inédite. En effet, dans l’industrie électrique, des cycles s’observent régulièrement du fait du contraste temporel entre, d’une part, l’inertie associée au développement des infrastructures de production et de réseau, qui s’étale sur plusieurs années voire plusieurs décennies, et d’autre part, la survenance de crises énergétiques et économiques ou d’inflexions fortes sur la consommation, qui peuvent relever de temps beaucoup plus courts. Il peut en résulter des périodes, comme celle d’aujourd’hui, dans lesquelles la dynamique de croissance de la production se trouve transitoirement désynchronisée par rapport à celle de la consommation.

Bien que le solde net des échanges électricité observé en 2025 soit proche de celui de l’année précédente, les tendances sont légèrement différentes selon les frontières. 

En effet, le solde a augmenté vis-à-vis de la Grande-Bretagne (22,6 TWh, soit +2,5 TWh par rapport à 2024), et l’Italie (26,2 TWh, soit +3,9 TWh par rapport à 2024), principalement grâce à de meilleures disponibilités des capacités d’échange avec ces deux régions. Le solde a également crû vis-à-vis de la Suisse (20,1 TWh, soit +3,5 TWh), où une centrale nucléaire a été mise à l’arrêt pour raisons techniques depuis mai 2025⁵. Il a néanmoins diminué avec l’Espagne (0,2 TWh, soit −2,6 TWh) notamment en répercussion des importations significatives depuis cette région en début d’année, lorsque la consommation française était la plus élevée, et avec la région Core, c’est-à-dire les frontières avec l’Allemagne et la Belgique (23,1 TWh, soit −4,1 TWh), notamment du fait de travaux de maintenance des lignes d’interconnexions sur ces frontières au printemps et à l’été 2025.

Même si la France est généralement très exportatrice du point de vue du solde mensuel ou annuel, les échanges d’électricité entre la France et ses pays voisins évoluent sensiblement au fil des heures et des jours en fonction, d’une part, des caractéristiques des différents mix de production et d’autre part, de la structure de la consommation journalière de chaque pays. Il en résulte des profils horaires d’échanges distincts selon les saisons et les frontières.

Par exemple, les échanges de la France avec l’Italie et la Suisse s’établissent généralement à des niveaux largement exportateurs tout au long de la journée. On remarque néanmoins, lors des journées estivales, une diminution notable des exportations françaises en début d’après-midi, reflétant la montée en puissance de la production solaire dans les pays voisins, qui rend leur production plus compétitive sur ces créneaux et réduit leurs besoins d’importation. Ce phénomène est encore plus visible concernant les échanges avec la Belgique et l’Allemagne, où sont installés plus de 115 GW de production solaire au total : en excluant la fin de matinée et le début d’après-midi, les échanges s’élèvent en moyenne à plus de 2 GW d’exportations, mais ils diminuent nettement à partir de 10 h, allant même, en période estivale, jusqu’à s’inverser pour devenir importateurs du point de vue de la France. 

Contrairement à ce qui pourrait sembler intuitif, on observe un phénomène inverse en été à la frontière ibérique. En effet, entre 12h et 16h, bien que la production solaire espagnole soit élevée, l’Espagne importe régulièrement depuis la France, où la production solaire est également élevée. Ces importations, à un moment où la consommation espagnole est élevée du fait de l’usage de la climatisation, sont généralement réexportées vers le Portugal et dans une moindre mesure vers le Maroc. Les échanges redeviennent ensuite importateurs depuis l’Espagne en fin d’après-midi, lorsque la consommation française augmente, puis de nouveau exportateurs après 20h lors de la pointe de consommation en soirée en Espagne.

En Allemagne, la pointe de consommation en soirée précède d’environ une heure celle de la France. Cette différence de rythme se reflète sur les échanges avec la région Core : en hiver, les exportations françaises atteignent leur maximum entre 16 h et 18 h, puis diminuent progressivement pour enregistrer un creux autour de 19 h à 20 h, correspondant au moment où la demande française atteint son maximum. Cette diminution des exportations au moment des pointes de consommation française de 19h en hiver est par ailleurs généralisée et visible également dans les dynamiques d’échange avec les autres pays.

Cela illustre l’intérêt des échanges pour tirer profit des différences dans les profils de consommation et de production des énergies renouvelables, même s’il existe tout de même une certaine corrélation dans les profils de production renouvelable de la France et de ceux des pays voisins qui peut limiter les débouchés sur le marché européen (et donc les possibilités d’exportation des surplus de production) et conduire à de la modulation de production à la baisse.

Du fait du maillage important du réseau européen, les échanges d'électricité de la France avec ses voisins immédiats, tels que présentés dans l’analyse par frontière, peuvent également avoir pour origine ou pour destination des pays avec lesquels elle n'est pas directement interconnectée. Schématiquement, si, sur un intervalle de temps donné, la France exporte de l’électricité vers l’Espagne mais que l’Espagne en exporte vers le Portugal en même temps, alors il peut être légitime de considérer que, sur l’intervalle de temps en question, une partie de l’électricité exportée par la France vers l’Espagne est à destination du Portugal. De même, si la France exporte de l’électricité vers l’Italie mais en importe en même temps depuis l’Allemagne, il peut être légitime de considérer une partie de ces exportations comme provenant d’Allemagne et non de la production française. Les résultats de l’analyse des échanges avec cette approche, dite par « traçage des flux », prenant en compte un périmètre européen élargi à 15 pays¹¹, sont présentés ici. Il ne s’agit pas de données mesurées mais bien des résultats d’une modélisation¹², qui peuvent cependant fournir des compléments d’information utiles pour la compréhension du fonctionnement du système électrique européen.

Cette analyse fait apparaître en premier lieu qu’une grande partie des importations de la France « traversent » le pays, et n’alimentent pas la consommation française. En effet, la France a été exportatrice nette près de 99 % du temps en 2025. En pratique, tout en étant en position exportatrice durant une période donnée, la France peut simultanément se trouver en train d'importer depuis un autre pays. Une situation dans laquelle les exportations sont supérieures aux importations (position exportatrice nette) traduit le fait que ces importations ne correspondent pas, durant cette période, à un besoin de la France, mais à des échanges d'électricité qui transitent par son réseau. Le volume d’importations qui alimentent la consommation française, au sens de cette approche, est donc extrêmement faible : moins de 0,2 TWh au cours de l’année.

En analysant les échanges par frontière, on constate que les exportations vers la Suisse selon l’analyse par « traçage des flux » sont beaucoup plus faibles que celles identifiées dans l’analyse par frontière avec les voisins directs. En effet, la Suisse est un pays de transit¹³ :  les importations d'électricité française de la Suisse destinées à sa propre consommation d'électricité ne représentent ainsi que 4 % des exportations françaises en 2025 (soit 4 TWh), alors que l'ensemble des importations suisses (incluant donc les flux "réexportés", notamment vers l'Italie) en représentent 19 %. De fait, les importations d'électricité française de l'Italie, qui ne représentent facialement que 25% des exportations françaises, en représentent en réalité 36% (soit 33 TWh) une fois inclus les flux transitant notamment par la Suisse.

In fine, 15 % des exportations françaises ont alimenté la consommation de pays non frontaliers en 2025. Le premier d’entre eux est le Portugal, avec 4 % du volume (3 TWh), soit plus que les exportations françaises qui alimentent la consommation espagnole (2 TWh). Enfin, environ 11 % des exportations de la France, ont pour destination le reste de l’Europe (notamment Autriche, Pologne, Danemark, Pays-Bas).

Par sa position de « carrefour électrique » entre ses voisins situés au nord, au sud-ouest et à l’est, la France joue de facto un rôle de pays de transit. En 2025, le volume des flux traversant la France s’est élevé à 11 TWh ; ce volume est similaire à celui de 2024, en baisse par rapport à 2022, et est le plus bas depuis 2015. Cela peut s’expliquer par la surabondance de production intérieure décarbonée, qui a rendu le prix spot moyen français le plus faible parmi ses voisins en 2025, et a alimenté en priorité les besoins d’importation des voisins. En 2022, année où la production nucléaire française avait atteint son plus bas niveau depuis 1988 et la production hydraulique était également faible, un volume record de 32 TWh avait traversé la France, principalement en provenance de Core, d’Espagne et de Grande-Bretagne à destination de l’Italie et de la Suisse, où les prix spot étaient plus élevés qu’en France.

Ainsi, les flux traversants reflètent le fonctionnement du système électrique européen interconnecté, dans lequel l’optimisation économique conduit à mobiliser les moyens de production les moins coûteux — et généralement les moins carbonés — à travers l’Europe pour répondre à la consommation, indépendamment des frontières nationales, dans la limite des capacités d’interconnexion et des capacités de transit des réseaux nationaux.

Les flux traversants ont ainsi au cours de ces dernières années augmenté en provenance d’Espagne, sous l’effet de la compétitivité accrue de son mix de production, mais ont diminué en provenance d’Allemagne et de Belgique (pays dont les soldes sont récemment passés d’exportateurs à importateurs, voir partie précédente). Sur les 11 TWh ayant traversé la France en 2025, 7 TWh sont en provenance d’Espagne, et 3 TWh de la région Core. Historiquement, ces flux traversants étaient principalement à destination de l’Italie et de la Suisse¹⁴, même si en 2024 et 2025 la répartition est devenue plus équilibrée.

À titre d’exemple, l’augmentation des capacités d’échange avec l’Espagne au cours des années à venir devrait conduire à une hausse des transits vers le reste de l’Europe, ce qui engendrera des flux transfrontaliers plus importants sur le réseau français. Pour que ces interconnexions soient pleinement valorisées, il est également nécessaire d’identifier et de renforcer les axes du réseau interne qui permettront ces transits vers les autres pays.

La valorisation nette totale des exportations d’électricité de la France s’est élevée à 5,4 Md€ en 2025 (et de l'ordre de 9 Md€ en prenant en compte le prix moyen des pays vers lesquels la France exporte), un niveau légèrement supérieur à celui de l’année précédente. Ce montant contribue à réduire la « facture énergétique » de la France, mais il demeure faible par rapport au coût des importations de combustibles fossiles, qui représentent le premier poste dans le déficit commercial de la France. En 2025, les importations de fossiles ont coûté 53 Md€¹⁵. En 2022, leur montant s’était élevé à plus de 110 Md€₂₀₂₅ dans le contexte de la crise énergétique ; en comparaison, le fait que la France ait été exceptionnellement importatrice d’électricité cette année-là n’avait pesé qu’environ 8 Md€₂₀₂₅.

Comme le rappellent également les enseignements du dernier Bilan prévisionnel 2025 publié par RTE, il existe donc une opportunité précieuse de tirer profit de l’abondance de la production d’électricité décarbonée à bas prix pour décarboner l’économie française en remplaçant les énergies fossiles, qui représentent encore près de 60 % de l’énergie consommée en France. L’électrification des usages de l’énergie permettrait à la fois aux consommateurs français de bénéficier d’une production électrique peu coûteuse, de renforcer la souveraineté énergétique du pays et de se protéger de la volatilité des prix des combustibles fossiles au gré des événements qui affectent l’économie mondiale.

Entre 2002 et 2019, la valorisation nette annuelle des échanges d’électricité de la France avait oscillé entre 1 et 4 Md€₂₀₂₅. À partir de 2021, l’effet de la crise énergétique en Europe est devenu visible : la valeur de l’électricité échangée par la France a nettement augmenté, sous l’effet des prix en premier lieu. En 2024, la diminution des prix a en partie compensé l’effet lié à l’augmentation des volumes exportés. En 2025, la valorisation des échanges d’électricité entre la France et ses voisins s’est établie à un niveau légèrement supérieur sous l’effet d’un solde exportateur plus élevé et de prix également légèrement plus élevés.

Sous l’effet de la volatilité accrue des prix, les volumes échangés à des prix relativement élevés ont augmenté (23 % des volumes ont été exportés à des prix supérieurs à 90 €₂₀₂₅/MWh contre 20 % en 2024 et moins d’1 % sur la moyenne 2012-2020). Les volumes échangés à des prix relativement faibles ont également légèrement augmenté (13 % des volumes exportés se sont faits à des prix inférieurs à 10 €₂₀₂₅/MWh contre 12 % en 2024 et 1 % sur la moyenne 2012-2020).

Historiquement, depuis l’ouverture des marchés en 2002, le prix spot moyen lorsque la France était exportatrice nette était inférieur au prix constaté lorsque la France était importatrice nette¹⁶. En effet, la majorité des périodes où la France importait de l’électricité correspondait à des périodes de consommation élevée, où les prix ont tendance à être également plus élevés. Ce constat s’est inversé en 2024 et s’est accentué en 2025 : grâce à l’abondance de production décarbonée en France, il n’y a eu que des rares périodes où la France était importatrice nette (environ 100 heures en 2025). Pendant ces heures, la France importait essentiellement sous l’effet de l’abondance de production renouvelable dans les pays voisins, ce qui fait que la moitié de ces heures étaient caractérisées par des prix négatifs. Le prix importé moyen¹⁷ s’est élevé à 33 €₂₀₂₅/MWh, le niveau le plus bas depuis l’ouverture des marchés.

Le prix moyen du MWh exporté en 2025 (59 €/MWh avec une valorisation au prix français), s’est établi proche du prix spot moyen français (61 €/MWh). Il reste proche des niveaux de l’année précédente et légèrement plus élevé que pendant la décennie 2010. En le valorisant au prix moyen des pays vers lesquels la France exporte, en revanche, il s'élève à 101,5 €/MWh. En 2025 comme en 2024 donc, la France n’a pas « bradé » son électricité : elle a exporté presque en permanence sa production compétitive et excédentaire, en bénéficiant d’un écart de prix plus élevé qu’en 2024 avec les pays voisins.