BE 2025 - Europe

La consommation d’électricité brute, c’est-à-dire non corrigée des effets météorologiques et calendaires, est restée relativement stable¹ en 2025 (+0,7 %) sur le périmètre de l’Union européenne², par rapport à l’année précédente. 

Après deux années de fortes baisses (-3,0 % et -3,2 %) en 2022 et 2023 liées à la crise énergétique ainsi qu’à des hivers plus chauds, la consommation européenne avait marqué un léger rebond en 2024 (+1,5 %) tout en restant en dessous du seuil de consommation d’avant les crises sanitaire et énergétique. C’est le cas également en 2025, où la consommation reste inférieure de 3,4 % au niveau moyen de 2015-2019. 

Cette stabilité de la consommation à des niveaux relativement faibles confirme la persistance à court-terme des déterminants de baisse de la demande des années précédentes en Europe, notamment les effets de l’efficacité énergétique et des actions de sobriété ainsi que la baisse de la production industrielle dans plusieurs pays, notamment du fait du contexte macro-économique global. 

Les effets de l’électrification restent pour le moment peu visibles, malgré des progrès (encore limités) dans les taux d’électrification de quelques pays. L’électrification est un levier central dans les stratégies de diminution du recours aux énergies fossiles à moyen terme pour de nombreux pays européens. Dans certains scénarios³, l’Allemagne pourrait par exemple être concernée par une hausse de près de 80 % de sa consommation au cours des 10 prochaines années, l’Espagne et la Grande-Bretagne par une hausse de près de 45 %.

Les évolutions de la consommation en 2025 ont été assez contrastées pour les différents pays, et d’ampleur moindre que celles de 2024 par rapport à 2023. Dans les trois pays qui sont les plus grands consommateurs (Allemagne, France et Italie), la consommation est restée relativement stable entre 2024 et 2025. 

Certains pays se démarquent cependant de la tendance générale. En Grèce, la forte baisse de la consommation (-6 % par rapport à 2024) s’est concentrée sur les mois de juin, juillet et août (-13 % en moyenne par rapport aux mêmes mois de l’année précédente). La Grèce est le pays le plus chaud de l’UE, en particulier l’été, et le recours à la climatisation y est donc important. L’été 2024 y avait été le plus chaud jamais enregistré, avec une température moyenne de 27,7 °C. L’été 2025 fut légèrement plus frais, la consommation d’électricité hellène a donc été inférieure lors des mois de juin à août 2025 par rapport à l’année précédente, avec un effet marqué sur la consommation annuelle.

À l’inverse, le Danemark est le pays dont la consommation a connu la plus forte hausse en 2024 (+6 %) et en 2025 (+5 %). C’est également un des pays dont le taux d'électrification a le plus augmenté parmi les pays de l'Union européenne au cours des dix dernières années (+7 points⁴, pour une moyenne de +3 points dans l’UE-27), indiquant le caractère structurel de cette hausse de consommation. La hausse de la part d’électricité dans la consommation finale est observée dans tous les secteurs, avec notamment le développement des véhicules électriques (le Danemark est le pays de l’UE avec le plus haut taux d’équipement en véhicules électriques⁵), l’utilisation accrue des pompes à chaleur dans les logements et le développement de centres de données⁶. Par ailleurs, le Danemark est le pays de l’UE dont la production industrielle a connu la plus forte progression en 2024 et 2025, ce qui a également contribué à la dynamique haussière de la consommation d’électricité. 

Après une faible hausse en 2024, la consommation espagnole a augmenté de 3 % en 2025. Une partie importante de cette hausse s’est concentrée sur les mois de mars et de juin. Le mois de mars 2025 a été le mois le plus pluvieux depuis 2018⁷, entraînant une hausse de l’humidité, une chute des températures de 3 à 4 degrés en milieu de mois par rapport à mars 2024, et en conséquence un besoin accru d’énergie pour le chauffage. Le mois de juin 2025 a quant à lui été le mois de juin le plus chaud jamais enregistré en Espagne, se situant 0,8 °C au-dessus du précédent record de 2017⁸ et excédant même la moyenne des températures de juillet-août. Dans ce contexte, la consommation a augmenté de 2,4 TWh au cours du mois de juin par rapport au même mois de l’année précédente, ce qui représente près du tiers de la hausse de la consommation espagnole sur l’année.

La baisse ou la stagnation de la consommation de certains pays au cours des dernières années peut trouver une de ses sources dans la diminution de la production industrielle. 

Parmi ces pays, l’Allemagne et l’Italie sont les deux plus gros producteurs industriels de l’UE, représentant environ 45 % de sa production manufacturière totale. Ils font également partie des pays dont la production industrielle a enregistré la plus forte baisse en 2024 suivie par une légère reprise en cours d’année 2025 pour l’Italie. En Allemagne, la production industrielle a continué sa diminution au cours de l’année 2025, malgré une inversion de tendance au 4^ème trimestre. Cette baisse a été le reflet de prix de l’électricité particulièrement élevés par rapport aux pays concurrents, notamment pour les secteurs grands consommateurs d’énergie, comme l’automobile et l’acier, sous les effets persistants de la crise énergétique de 2022. Le gouvernement allemand envisage un plan de subvention des prix de l’électricité pour ces secteurs à partir de 2026 jusqu’en 2028⁹.

Globalement, les températures ont été plus faibles en début d’année 2025 qu’à la même période en 2024. Si cet écart a entraîné ponctuellement à la hausse la consommation de la France et de l’Espagne, son effet a été moins visible dans les consommations des autres pays, où les autres déterminants mentionnés ont eu un effet prépondérant. 

La consommation des pays européens est historiquement thermosensible, à des degrés différents, sous l’effet du recours au chauffage électrique en automne-hiver et à la climatisation pendant l’été. Si tous les pays européens affichent une thermosensibilité hivernale, celle-ci est actuellement plus prononcée en France que dans d’autres pays, y compris des pays plus froids en hiver comme l’Allemagne, en raison d’un recours plus élevé au chauffage électrique. À titre d’exemple, la consommation française d’un mois de janvier, février ou mars est supérieure d’environ 20 % à celle des autres mois, contre moins de 10 % en Allemagne. Au mois de janvier, mois le plus froid de l’année, la différence est particulièrement marquée avec un niveau de consommation en France qui est généralement le plus haut de l’année.

À l’inverse, dans d’autres pays comme l’Espagne ou l’Italie, le recours au chauffage électrique est moindre, du fait de la part assez importante de production thermique fossile dans le parc électrique au cours des années 1970-2000 (quand le chauffage s’est massivement électrifié en France), qui rendait le recours au chauffage électrique moins intéressant. Ces pays ont historiquement privilégié le recours au chauffage au gaz ou au fioul. Pour ces deux pays, la consommation électrique des mois de janvier à mars est donc relativement similaire à celle des autres mois (+4 % en moyenne pour l’Espagne et +1 % en Italie). À l’inverse, la consommation atteint son niveau le plus élevé au mois de juillet, l’un des plus chauds de l’année, où elle est nettement supérieure à celle des autres mois (+10 % en moyenne pour l’Espagne, +18 % en Italie). La consommation du mois d’août est moins élevée que celle de juin, notamment du fait de la baisse de l’activité économique liée aux congés d’été. 

L’augmentation de la consommation par degré perdu pour les basses températures est restée quasiment constante au cours des dix dernières années pour les pays analysés (les cinq pays dont la consommation est la plus élevée).  En effet, même si les pompes à chaleur électriques commencent à se développer, celles-ci sont surtout installées dans les constructions neuves bien isolées et présentent donc un impact limité sur la consommation hivernale. À moyen terme, le développement des pompes à chaleur électriques doit néanmoins s’accélérer en vue d’atteindre les objectifs climatiques et toucher également les logements anciens (via les efforts de rénovation), ce qui pourrait contribuer à terme à faire augmenter la thermosensibilité de la consommation électrique en hiver dans de nombreux pays européens. 

En cohérence avec la stagnation de la consommation électrique, le volume d’électricité produit sur le périmètre de l’Union européenne est resté relativement stable en 2025 par rapport à 2024 (+0,8 %, +20 TWh), avec cependant des variations marquées selon les filières. 

Avec une augmentation de 19 % (+51 TWh, dont seulement +8 TWh en France) en 2025 par rapport à 2024, la production solaire a affiché la plus forte progression, à un rythme similaire à celui de l’année précédente. La production éolienne a légèrement diminué (-2%, -10TWh), sous l'effet de conditions météorologiques moins favorables qu'en 2024.

La production hydraulique a reculé de manière significative en 2025 (-14 %, -52 TWh), après une année 2024 exceptionnelle, pour retrouver un niveau proche de la moyenne des dix années précédentes. Dans ce contexte, la production fossile a légèrement augmenté (+3 %, +24 TWh), principalement portée par le gaz, alors que la production à partir de charbon a continué sa diminution (-10 TWh soit -4 %), et représente désormais moins de 10 % du mix de production.

Malgré cela, la production cumulée solaire et éolienne a dépassé la production fossile pour la deuxième année consécutive. Les volumes de production nucléaire et thermique renouvelable sont restés stables.

La progression de la production solaire (+51 TWh, soit +19 %) est similaire à celle de l’année précédente (+46 TWh, soit +20 %). Le volume produit à l’échelle de l’Union européenne a presque triplé en 2025 par rapport à son niveau de 2019. La production a augmenté dans tous les pays, tirée notamment par l’augmentation de la taille du parc¹⁰. Dans une moindre mesure, le meilleur ensoleillement qu’en 2024 a également contribué. Ainsi, la production solaire a pour la première fois dépassé la production hydraulique dans l’UE.

Le rythme de développement des capacités solaires est resté élevé dans l’Union européenne, après avoir atteint des records dans plusieurs pays en 2024. Notamment, l’Allemagne a installé 14,8 GW en 2025, deuxième rythme de développement le plus élevé ces dernières années derrière les 15,5 GW installés en 2024. De même, l’Italie a installé 5,1 GW en 2025 contre 6 GW en 2024. La baisse des installations résidentielles est à l’origine de ce léger recul. L’Espagne est un des rares pays à avoir installé plus de capacité solaire en 2025 qu’en 2024, soit 10,4 GW contre 8,7 GW. C’est également le premier pays européen où la part de la production d’origine solaire dans le mix de production a atteint 20 %. L’Allemagne suit de près avec une part de 18 % dans le mix.

La production éolienne a légèrement diminué (-10 TWh, -2 %) sous l’effet de conditions de vent défavorables et malgré la poursuite de l’augmentation de la taille du parc européen. Cette légère baisse n’interrompt pas la dynamique de la filière éolienne, puisque la production de 2025 est identique à celle de 2023 et reste la deuxième plus élevée derrière celle de 2024 ; elle est presque deux fois supérieure à la production de 2015. 

Alors que la production des parcs éoliens en mer a été presque identique à celle de 2024, c’est la filière terrestre qui a vu sa production diminuer, en particulier en début d’année. Les mois de janvier à avril ont enregistré une forte baisse (particulièrement évidente en février), qui a été en partie compensée par une production plus élevée aux mois de mai, juin et surtout octobre.

Malgré la légère baisse de production de l’éolien et la légère hausse de la production à partir de gaz, la production éolienne (terrestre et en mer, environ 480 TWh) est restée supérieure à la production à partir de gaz (environ 450 TWh) pour la deuxième année consécutive. 

L’installation de nouvelles capacités éoliennes terrestres ou maritimes continue à un rythme relativement régulier dans la plupart des pays européens, mais moindre que celui du développement du photovoltaïque.

Une analyse détaillée des profils de vent pour les différents pays révèle des dynamiques contrastées. À l’échelle annuelle, tous les pays d’Europe ont connu des régimes de vent moins favorables en 2025 que la moyenne de la période 2015-2024, hormis les pays scandinaves. Les pays nordiques n’ont pas été touchés par la baisse de production éolienne en début d’année, bénéficiant d’un régime de vent très favorable au mois de mars alors que la baisse aux mois de janvier et février a été limitée. L’Irlande n’a quant à elle pas été touchée par l’accalmie de février comme le reste de l’Europe. Même si les régimes de vent sont corrélés entre pays voisins, la diversité des situations illustre l’utilité des échanges d’électricité, qui permet de compenser en partie des profils de vent différents. 

Dans l’ensemble, la part des énergies éolienne et solaire dans le mix européen a progressé de deux points, passant de 29 à 31 %.

La production d’origine hydraulique avait atteint un niveau exceptionnel en 2024, atteignant sa valeur maximale sur la dernière décennie, grâce à des précipitations très élevées. Conséquence d’une année moins pluvieuse, la production d’origine hydraulique a fortement diminué en 2025 (-52 TWh, -14 %), se situant toutefois à un niveau proche de la moyenne 2014-2023. La baisse de production a particulièrement concerné les pays entourant les Alpes (environ -20 %), alors que les pays de la péninsule ibérique ont vu leur production stagner ou légèrement reculer (+1 % pour le Portugal, -4 % pour l’Espagne). Les pays d’Europe du Nord comme la Norvège et la Suède ont même vu une légère augmentation (+4 % en Norvège et +6 % en Suède). 

La production d’origine nucléaire est restée globalement stable en Europe en 2025 (+2 TWh, +0,3 %). En effet, tandis que la production française a augmenté  par rapport à 2024 (+11 TWh), celle des autres pays dans leur ensemble a diminué  de presque autant, notamment en Belgique et en Suède. Hors Union européenne, la production nucléaire a également diminué en Suisse et en Grande-Bretagne. Seules la République tchèque et la Slovaquie ont enregistré une hausse significative de leur production en 2025.

En Belgique, trois réacteurs ont été mis à l’arrêt en 2025 (Doel-1 en début d’année, Tihange-1 et Doel-2 à l’automne) dans le cadre du processus de sortie du nucléaire décidé en 2003, après la mise à l’arrêt de deux autres réacteurs en 2022. La production nucléaire y a donc diminué de 7 TWh (-24 %) par rapport à 2024, et la part du nucléaire dans le mix de production a atteint 33 % en 2025, alors qu’elle était encore de 51 % en 2021. Les deux réacteurs opérationnels restants (mis en service en 1985), Doel-4 et Tihange-3, devaient initialement fermer en septembre 2025, mais leur durée de vie a été prolongée de dix ans en 2022 : ils devraient finalement fermer en 2035. Par ailleurs, en mars 2025, un vote du parlement a abrogé la loi de 2003, ouvrant la porte à une possible réouverture des réacteurs existants ou à la construction de nouvelles centrales. 

En Suède, la diminution de la production nucléaire (4 TWh, -8 %) a été conjoncturelle. Elle est due à l’arrêt du plus important réacteur du pays (Oskarshamn 3, d’une puissance de 1,45 GW) d’avril à octobre : l’arrêt initial pour maintenance et rechargement de combustible a été rallongé en raison de la découverte d’une fissure sur un tuyau difficile d’accès du circuit primaire. 

En Finlande, la production de l’EPR Olkiluoto 3, mis en service fin 2022, a été stable par rapport aux années précédentes, avec 10,1 TWh en 2025, de même que celle de la totalité de la production nucléaire du pays. La mise en service du réacteur a permis à la part du nucléaire dans le mix de production d’électricité finlandais de passer de 35 % en moyenne sur la période 2012-2021 à 40 % depuis.

La République tchèque est un des rares pays dont la production nucléaire a augmenté en 2025 (+2,2 TWh soit +8 %), atteignant son plus haut niveau des treize dernières années. Cette augmentation est principalement due aux deux réacteurs de la centrale de Temelin, qui n’ont connu qu’un arrêt en 2025, résultat d’investissements pour prolonger les cycles de combustible¹². La part du nucléaire dans le mix électrique tchèque a atteint son plus haut niveau historique en 2025, à 42 %. 

En Slovaquie, le réacteur 3 de la centrale de Mochovce, dont la construction entamée en 1987 avait été interrompue par la chute de l’U.R.S.S puis reprise en 2008, a été mise en service en 2023. Sa production a augmenté en 2024 puis 2025 (3,6 TWh) et a en partie permis à la production nucléaire slovaque de progresser de 1,1 TWh en 2025 (6 %). La construction du réacteur 4 a également débuté en 1987 puis connu les mêmes aléas. Sa mise en service pourrait intervenir en 2026, après les tests menés en 2025. 

Hors de l’Union européenne, la production nucléaire suisse a diminué de 4,6 TWh entre 2024 et 2025 (-20 %) du fait de l’arrêt prolongé d’un réacteur pour une nécessaire modernisation du système d’alimentation en eau¹³. En Grande-Bretagne, la production a diminué de 4,2 TWh (-11 %) entre 2024 et 2025, principalement en raison d’une faible disponibilité du parc¹⁴.  La production totale a atteint 34,1 TWh, un minimum sur la période 2012-2025 lié en partie à la fermeture de 11 réacteurs en fin de vie entre 2000 et 2022. Cinq réacteurs sont encore en service, pour une capacité installée totale de 6,5 GW. Enfin, l’Ukraine possède environ 13 GW de capacité nucléaire, pour une production annuelle entre 50 et 100 TWh, ce qui situe le pays devant l’Espagne en termes de production. La production nucléaire représente environ 50 % du mix de production d’électricité du pays, qui ne publie plus de données récentes depuis l’invasion à grande échelle de la part de la Russie. 

La forte baisse de la production hydraulique a mené à une légère augmentation conjoncturelle de la production d’origine fossile dans l’Union européenne en 2025 (+24 TWh, +3 %), après deux années de forte baisse (-21 % en 2023 et -10 % en 2024). La hausse est portée par la filière gaz (+35 TWh, +9 %), tandis que la production à partir de charbon a continué de diminuer (-10 TWh, -4 %). 

Ainsi, la trajectoire de sortie du charbon en Europe n’est pas remise en cause par l’augmentation de la production fossile en 2025, malgré quelques retards dus au contexte géopolitique. Notamment, en Italie, les deux dernières centrales à charbon en service, représentant une capacité de près de 4 GW, devaient fermer en 2025, mais cette fermeture a été reportée sine die en septembre¹⁵, en raison des incertitudes sur la sécurité d’approvisionnement en gaz en Europe. En Espagne, des trois dernières centrales encore en activité, celle d’Aboño (916 MW), est en cours de conversion pour devenir une centrale à gaz¹⁶ et les deux autres n’ont que très peu produit en 2025 (<400 GWh). En Irlande, la dernière centrale au charbon, Moneypoint, a été mise sous cocon en 2025, et le restera jusqu’en 2029.

D’autres pays ont achevé leur sortie de la filière charbon ces dernières années : la Belgique en 2016, l’Autriche et la Suède en 2020, le Portugal en 2021 et la Grande-Bretagne en 2024.  En conséquence, dans la plupart des pays européens, le charbon représente une part négligeable, voire nulle, du mix de production d’électricité. Parmi les pays restants, la Pologne, l’Allemagne et la République tchèque représentent plus de 80 % de la production à partir de charbon dans l’Union européenne. Toutefois, même dans ces pays la part de charbon continue de fortement diminuer année après année. Ainsi en Allemagne, la production à partir de charbon a diminué de 60 % en 10 ans et sa part dans le mix est passée de 40 % en 2016 à 20 % en 2025.

La décarbonation du système électrique européen se poursuit. Entre 2017 et 2025, l’intensité carbone moyenne de l’électricité produite dans les 27 États membres de l’Union européenne a baissé de 41 %, passant de 297 gCO2/kWh en 2017 à 175 gCO2/kWh en 2025. Au cours de cette période, le contenu carbone a diminué dans tous les États membres (mais également dans d’autres pays européens comme la Grande-Bretagne, la Norvège et la Suisse) à l’exception de la Lituanie¹⁷.  La production d’électricité française figure depuis longtemps parmi les plus bas-carbone d’Europe ; elle n’est aujourd’hui devancée que par la Norvège. Dans certains pays, la rapidité de la décarbonation est spectaculaire. À la faveur du développement massif des énergies renouvelables, en particulier de l’éolien, ainsi que de la fermeture de la plupart de leurs centrales au charbon, l’Espagne et le Portugal ont diminué l’intensité carbone de leur production d’électricité de respectivement 68 et 80 % au cours de la période. La fermeture de centrales au charbon a permis à des pays comme la Grèce, la Bulgarie ou la Grande-Bretagne de diminuer de moitié l’intensité carbone de leur mix de production. 

Le stockage par batterie est un des leviers qui peuvent contribuer à la flexibilité du système électrique, en complément d’autres leviers comme les moyens de production pilotables, la flexibilité (à la baisse) des installations éoliennes et solaires, ou la flexibilité de la consommation. Les batteries contribuent déjà dans de nombreux pays à l’équilibrage offre-demande à proximité du temps réel, et de plus en plus à la flexibilité à des échelles de temps plus longues, jusqu’à quelques heures (par exemple, pour stocker de l’énergie en cas de forte production solaire pendant la journée et la restituer pendant la nuit). L’espace économique pour ces moyens de flexibilité dans les années à venir dépendra de l’évolution de la consommation et de la production. 

En 2025, la puissance totale des batteries déployées sur le réseau européen atteignait entre 16 et 19 GW, auxquels s’ajoute une puissance équivalente de stockage résidentiel. Le Royaume-Uni se place devant les autres pays, avec 7 GW installés sur le réseau ; suivent l’Allemagne, l’Italie, la France et l’Irlande avec des puissances totales comprises entre 1 et 3 GW¹⁸.

Les batteries peuvent être installées dans les logements, couplées notamment à une installation photovoltaïque, ce qui permet d’augmenter le taux d’autoconsommation de l’électricité produite. Elles ont alors typiquement une puissance de quelques kilowatts et permettent de délivrer de l’électricité à pleine puissance pendant une à deux heures. Le stockage résidentiel représente par exemple 80 % des batteries stationnaires installées en Allemagne¹⁹ (en énergie stockée), pays pour lequel le développement de ce type de batteries est le plus rapide, du fait du niveau et de la structure des tarifs pour les particuliers. 

Les projets industriels, généralement de taille supérieure au mégawatt, participent aux différents marchés (services système, mécanisme d’ajustement, marché de gros) ; ils peuvent aussi être installés par les exploitants des grands parcs éoliens ou solaires pour stocker des surplus de production et les réinjecter à d’autres moments. La taille et le nombre de ces projets s’accroissent rapidement : ils sont passés, au cours des quinze dernières années, du stade de démonstrateurs d’une puissance d’environ 1 MW à des projets industriels de plusieurs centaines de MW, avec une durée de stockage d’une à deux heures. En particulier, le nombre de parcs de batteries de taille supérieure à 100 MW mis en service annuellement a fortement augmenté ces dernières années, passant de seulement un site en 2020 à 9 en 2025. 

La capacité, en termes de durée de stockage, des projets en construction ou annoncés affiche également une trajectoire haussière : pour les plus importants d’entre eux, elle peut représenter l’équivalent de l’énergie produite par un réacteur nucléaire pendant 2 à 4 heures. 

Certains projets de stockage par batterie annoncés en 2025 ont même atteint le gigawatt, avec des capacités de stockage de plusieurs heures :

• Le projet Thorpe Marsh de taille 1,45 GW/ 3,1 GWh (environ 2h de stockage à pleine puissance) dans le Yorshire en Angleterre, développé par Fidra Energy Limited ; la construction a débuté fin 2025 et le site devrait être opérationnel fin 2027. 

• Le projet GigaBattery Jänschwalde 1000 de taille 1 GW/ 4 GWh (4h de stockage à pleine puissance) à l’est de l’Allemagne, développé par LEAG Clean Power GmbH, a été annoncé en 2025 et devrait être opérationnel en 2027-2028. 

Pour favoriser des projets avec des durées de stockage plus longues (supérieures à 4h), équivalentes à celles des STEP, et ainsi faciliter l’intégration des énergies renouvelables, plusieurs pays ont mis en place des mécanismes de soutien :

• En Italie, l’appel d’offres « Mercato a termine degli stoccaggi » (MACSE) tenu par Terna en septembre 2025 visait à sélectionner des projets de stockage par batterie pour une mise en production en 2028. Cet appel d’offres fonctionne comme un marché de capacité, les lauréats recevant une compensation en échange de l’obligation d’offrir leur capacité de stockage sur une plateforme dédiée. Au total, 14 projets de stockage ont été sélectionnés, offrant 1,5 GW et 10 GWh de stockage au total. Les projets sont de tailles très variables, allant de 34 à 574 MW, mais tous offrent entre 6 et 8,5 heures de stockage²⁰. Ces projets recevront entre 12 000 et 16 000 €/MWh par an pour une durée de 15 ans.

• Au Royaume-Uni, à la suite d’une décision gouvernementale en 2024, le régulateur de l’énergie (Ofgem) a mis en place des appels d’offres publics pour du stockage de longue durée (LDES : Long Duration Energy Storage) de 8 heures. Les lauréats bénéficieront d’un régime de revenus encadrés (Cap and Floor Financial Model, type Cfd). 77 projets ont été estimés éligibles en 2025 par l’Ofgem représentant un total de 29 GW dont 20 GW de batteries Li-ion pour livraison d’ici 2030 et 2033. La sélection finale devrait avoir lieu à l’été 2026²¹.  

• En 2025, l’Espagne a annoncé attribuer 827 millions d’euros à 133 projets de stockage. Ces projets devront être opérationnels d’ici 2029, et totalisent 2,3 GW et 10 GWh de stockage²².  

En 2025, 468 TWh ont été échangés entre pays de l’Union européenne, soit environ 18 % de la production totale, un niveau équivalent à celui de 2024. Ces volumes ont tendanciellement augmenté au cours des vingt dernières années sous l’effet du développement des capacités d’interconnexion d’une part, et d’autre part au succès de l’intégration croissante des marchés européens. Cette dernière facilite les échanges d’électricité pour permettre de solliciter en priorité les moyens décarbonés à bas coût (renouvelables, nucléaire) à l’échelle du système interconnecté, y compris dans un pays voisin, avant les moyens thermiques fossiles, plus coûteux. Cela permet de minimiser le coût de production à l’échelle de la zone interconnectée.

Les échanges entre les pays de l’Union européenne et leurs voisins hors Union européenne sont bien inférieurs en volume. Au cours des dix dernières années, ils ont été inférieurs ou égaux à 20 TWh, dans un sens ou dans l’autre. En 2025, l’Union européenne a été exportatrice nette d’électricité vers les pays voisins, à la hauteur de 18 TWh, légèrement plus qu’en 2024 (7 TWh) et contrairement aux années précédentes depuis 2017 où elle était légèrement importatrice. Cette évolution est principalement due à trois tendances : 

• Le solde des échanges de l’Union européenne avec l’Ukraine était importateur avant 2023, à hauteur de 3 TWh en moyenne ; il est devenu légèrement exportateur par la suite, entre 0,5 et 4 TWh selon les années.

• Le solde des échanges avec la Grande-Bretagne a presque toujours été exportateur sur la période 2018-2025, mis à part l’année 2022 ; sa valeur a augmenté en passant de 19 TWh en 2023 à 28 TWh en 2025.

• Le solde est devenu moins importateur depuis la Suisse en 2025 : il est passé de 14 TWh (en import) en 2024 à 0,3 TWh (en import) en 2025.

S’agissant des dynamiques par pays, l’année 2025 n’a pas amené de renversement de tendance dans l’évolution des soldes par rapport à 2024. Comme en 2024 le solde des échanges de la France a été le plus élevé d’Europe dans le sens des exportations, battant un nouveau record (92,3 TWh en 2025 contre 89,0 TWh en 2024, voir chapitre Échanges). Les exportations nettes françaises représentent plus de la moitié (56 %) des exportations des pays de l’UE. Comme en 2024 également, le solde des échanges suédois a été exportateur et le deuxième plus élevé derrière celui de la France. Le solde suédois a toujours été exportateur depuis 2017, mais il a plus que doublé en valeur absolue entre temps (35 TWh en 2025 contre 16 TWh en 2017), sous l’effet de l’augmentation dans les mêmes proportions de la production d’origine éolienne (de 17 TWh en 2017 à 38 TWh en 2025). 

L’Italie a encore été en 2025 le pays avec le plus fort solde importateur net parmi les pays de l’UE, représentant un tiers des importations totales. Au périmètre élargi, c’est-à-dire en traçant les flux d’échange au-delà des pays voisins directs²³, la France a été le premier exportateur vers l’Italie en 2025 comme en 2024, à l’origine de deux tiers des importations italiennes (33 TWh, 66 %) ; les autres principaux pays d’origine des importations italiennes, bien loin derrière la France, sont la Suisse (3,4 TWh, 7 %) et la Suède (2,8 TWh, 5 %).

Pour la plupart des pays, les dynamiques d’évolution des échanges sont influencées par l’évolution des mix de production : en général le volume exporté augmente en cas de production décarbonée abondante (solaire, éolienne, hydraulique et nucléaire). La décarbonation du mix contribue à rendre en effet la production plus compétitive, ce qui se répercute positivement sur les volumes exportés et donc sur le solde des échanges. Cet effet est visible pour plusieurs pays : la France tout d’abord (voir l’analyse détaillée dans le chapitre Échanges), mais aussi les Pays-Bas, l’Autriche, la Belgique et l’Espagne. 

Le solde des échanges néerlandais est en hausse quasi continue depuis qu’il est devenu exportateur net en 2020. Pour la première fois en 2025 il était également exportateur tous les mois de l’année, ayant été importateur net tous les mois de l’année 2018. Si le solde annuel des échanges avec la Norvège reste importateur, c’est le solde des échanges avec l’Allemagne et la Belgique qui a connu le plus d’évolution, celui-ci étant exportateur à la maille mensuelle pour la première fois en 2025 pour les deux pays. Au total, sur l’année 2025, environ 60 % des importations et exportations des Pays-Bas sont des flux qui ne font que traverser le pays, les 40 % restants étant de la production néerlandaise exportée ou des importations pour la consommation du pays. Le résultat du fonctionnement du marché de l’électricité européen conduit à ce que les Pays-Bas importent la production d’origine hydraulique norvégienne de manière constante, sauf les mois de juin à septembre pendant lesquels ils exportent leur production d’origine solaire en milieu de journée. Ils exportent également l’hydraulique norvégien et leur propre production solaire vers la Belgique et l’Allemagne. 

Le solde des échanges de l’Allemagne a été importateur en 2025, comme les deux années précédentes, alors qu’il était exportateur jusqu’en 2022 et qu’il était même le premier solde exportateur d’Europe en 2018. L’évolution du solde des échanges allemands est fortement liée d’une part à la production d’origine éolienne, en ce qui concerne la variabilité journalière ou mensuelle mais également la tendance annuelle, d’autre part à la sortie du nucléaire qui a eu un effet marqué sur le sens global des échanges des dernières années. En effet, l’Allemagne a fermé en 2023 ses trois derniers réacteurs nucléaires ; le nucléaire représentait environ 24 % de son mix électrique en 2010 et 12 % en 2019. Depuis 2023, l’abondance de production décarbonée à bas coût dans les pays voisins (nucléaire français, éolien et hydraulique nordique, solaire néerlandais) a permis à l’Allemagne de limiter la sollicitation de son parc thermique, plus cher et carboné, recourant à davantage d’importations.  À une échelle fine, les échanges entre l’Allemagne et les pays voisins sont influencés par la production solaire et éolienne. En 2025, l’Allemagne a été exportatrice nette généralement pendant les heures de forte production d’origine solaire, en milieu de journée au printemps et en été, ainsi que certaines nuits de janvier et d’octobre, lorsque la production éolienne était très importante. À l’inverse le pays a importé le plus pendant la matinée et la soirée des mois d’été. Les exportations en milieu de journée en juillet ont été plus faibles que celles des autres mois entre avril et septembre en raison d’une production d’origine solaire particulièrement faible pour la période : alors qu’elle a été en 2025 30 % plus élevée en moyenne pour chaque mois par rapport aux mêmes mois de 2024, la production de juillet 2025 a été 8 % plus faible que celle de juillet 2024, en raison d’un ensoleillement défavorable²⁴.

Produisant très peu de pétrole et de gaz, l’Union européenne dépend largement des importations pour son approvisionnement énergétique. En 2024, les importations de produits pétroliers, gaz, charbon et électricité de l’Union européenne ont ainsi représenté 360 milliards d’euros²⁵, soit environ 15 % des importations totales de biens de l’UE. Les importations avaient atteint presque 700 milliards d’euros en 2022, au plus fort de la triple crise énergétique (prix des combustibles élevés, faible disponibilité de la production nucléaire française, baisse de la production hydraulique) qui avait affecté les prix de l’électricité en Europe. Si les importations ont affiché une tendance baissière en 2024 par rapport aux deux années précédentes, elles restent plus élevées qu’au cours de presque toute la période 2004-2021, signe de la forte dépendance européenne vis-à-vis de ses partenaires mondiaux. 

L’Europe est dépendante des combustibles fossiles pour 27 % de sa production d’électricité en 2024. Ce chiffre est en baisse depuis plusieurs années (41 % en 2015) grâce à la décarbonation progressive des mix européens, qui peut constituer également, via l’électrification des usages fossiles, un levier pour décarboner l’ensemble de l’économie, réduisant à la fois les émissions de gaz à effet de serre et la facture énergétique européenne.

Par ailleurs, dans un contexte géopolitique de plus en plus incertain, l’électrification des usages représente également une opportunité stratégique de réduire la dépendance vis-à-vis de pays non européens pour un approvisionnement critique comme l’énergie, où les répercussions des chocs peuvent être massives, comme l’ont montré les effets de l’invasion de l’Ukraine par la Russie sur les prix du gaz. Aujourd’hui, les pays extra-européens sont majoritaires parmi les principaux fournisseurs de l’Union européenne, ce qui représente un facteur de risque dans le contexte actuel. En 2024, les principaux exportateurs de gaz vers l’Union européenne, en valeur, ont été la Norvège (27 % du gaz importé), l’Algérie (18 %), les États-Unis (17 %) et la Russie (17 %) ; les principaux exportateurs de pétrole ont été les États-Unis (16 % des produits pétroliers importés, en valeur), la Norvège (13 %) et le Kazakhstan (12 %).