BE 2025 - Production

La production d’électricité en France métropolitaine a atteint 547,5 TWh en 2025. Après deux années de forte croissance en 2023 et 2024, de l’ordre de 10% par an, liée essentiellement au rétablissement de la disponibilité du parc nucléaire et à l’amélioration de la production hydraulique du fait de conditions météorologiques plus favorables, le volume d’électricité produite en France métropolitaine a très légèrement crû en 2025 (+8,2 TWh/+1,5% par rapport à son niveau de 2024).

Cette stabilité résulte de dynamiques variables selon les filières. L’année 2025 aura notamment été marquée par le recul significatif de la production hydraulique (-12,9 TWh) qui avait bénéficié de précipitations exceptionnelles en 2024. Cette baisse a été compensée par la production nucléaire qui a retrouvé des niveaux plus élevés après le redressement entamé en 2023 et poursuivi en 2024 (+11,3 TWh en 2025 par rapport au niveau observé sur l’année 2024) et par la hausse des productions solaire (+8,1 TWh) et éolienne (+2,8 TWh), portées notamment par le développement des capacités associées. La production thermique fossile a baissé pour la troisième année consécutive (-1,3 TWh) et reste, comme en 2024, à un niveau très bas, inédit depuis le début des années 1950.

Le volume de production d’électricité bas-carbone (nucléaire et renouvelable) en France a atteint en 2025 un maximum historique, soit 521,1 TWh. Cela représente 95,2 % de l’électricité produite sur le territoire métropolitain, une part similaire à celle de 2024 (95,0 %). La part d’électricité d’origine renouvelable a en revanche reculé en 2025 (27 %) par rapport au niveau historique atteint en 2024 (27,9 %).

Le parc de production d’électricité poursuit son développement en France métropolitaine, avec 8,7 GW de capacités nouvellement installées toutes filières confondues sur l’année 2025. 

Le développement du parc résulte en premier lieu des capacités solaires (+5,9 GW) qui ont continué à progresser à un rythme élevé en 2025. Il concerne également le parc nucléaire, avec le réacteur nucléaire de Flamanville 3 (1,6 GW), couplé au réseau en décembre 2024 et dont la mise en service progressive s'est poursuivie au cours de l'année 2025 et début 2026. Les capacités éoliennes terrestres (+0,9 GW) et en mer (+0,4 GW) ont également progressé, dans une moindre mesure. D’autre part, les capacités de production électrique à gaz ont légèrement reculé (-0,2 GW¹), principalement avec la fermeture de petites centrales de cogénération.

La production nucléaire française totale a augmenté pour la troisième année consécutive après le point bas atteint lors de l’année 2022. Elle s’est établie à 373,0 TWh, soit 11,3 TWh de plus qu’en 2024 (+3 %). Cette augmentation a toutefois été bien moindre que celles observées entre 2022 et 2023 (+23 TWh, soit +11 %) et entre 2023 et 2024 (+30 TWh, soit +13 %). En effet, la forte progression de la production au cours des années 2023 et 2024 correspondait au redressement qui faisait suite à la crise liée à la corrosion sous contrainte dont les effets sont apparus à partir de fin 2021 et sont devenus particulièrement perceptibles en 2022. Dès 2024, la production annuelle avait retrouvé un niveau proche de celui observé avant crise. 

La tendance observée en 2025 confirme ainsi le rétablissement de la disponibilité du parc nucléaire français à un niveau comparable à celui d’avant-crise.

En 2022, au plus fort de la crise, jusqu’à près de 65 % du parc avait été à l’arrêt en même temps, sous l’effet conjoint des maintenances liées à la corrosion sous contrainte et des répercussions de la crise sanitaire sur les plannings de maintenance. Etant donné la forte part de la production nucléaire dans le mix électrique français (entre 63 et 77 % sur les dix dernières années, 68,1 % en 2025), la crise de 2022 avait entraîné des répercussions d’ampleur sur le système électrique, avec notamment un recours accru aux importations : la France était redevenue importatrice nette d’électricité pour la première fois depuis 1980. Dans une moindre mesure, la production fossile, essentiellement au gaz, avait également augmenté de manière contenue.

Dès 2023, puis en 2024, la finalisation progressive des contrôles et des réparations liés à la corrosion sous contrainte avait permis à la production de se rétablir progressivement jusqu’à retrouver un niveau dépassant les 360 TWh en 2024. Dans le même temps, la France redevenait très largement exportatrice et la production fossile chutait pour atteindre des niveaux historiquement bas.

L’année 2025 confirme le constat établi en 2024 : les effets de la corrosion sous contrainte et les répercussions de la crise sanitaire sur la production ne sont pratiquement plus perceptibles. Les risques et les enjeux liés à la corrosion sous contrainte semblent bien intégrés et maîtrisés par l’exploitant. La stratégie de contrôle des réacteurs permet désormais de surveiller ce phénomène sans devoir mettre en place les lourdes opérations qu’avaient initialement connu les réacteurs suspectés d’être à risque de présenter des défauts de ce type. 

La production réalisée en 2025 (373,0 TWh) est légèrement supérieure aux projections de court-terme établies dans un certain nombre de publications récentes. Ainsi, la Commission de régulation de l’énergie¹ considère un niveau de référence de 362 TWh/an entre 2026 et 2028. Dans les Bilan prévisionnels 2023 et 2025 de RTE, le niveau central des projections de production se situe autour de 360-365 TWh/an d’ici à 2030. Enfin, l’exploitant projette pour 2026 et 2027 une fourchette de 350 à 370 TWh².

Ces différentes projections reposent sur une approche prospective : une relative incertitude existe autour du niveau effectif de production observé chaque année, qui dépend d’un nombre important de facteurs associés au système électrique dans son ensemble (notamment conditions météorologiques, aléas fortuits sur la disponibilité des moyens, etc.).

La bonne performance actuelle du nucléaire par rapport aux niveaux anticipés permet d’envisager une situation plutôt favorable pour les prochaines années (sauf nouvelle crise) en vue d’accompagner l’accélération de l’électrification et de la réindustrialisation du pays, qui devrait se traduire à moyen terme par une augmentation de la consommation.

La tendance constatée du point de vue de la production, c’est-à-dire une amélioration à la marge en 2025 après une progression significative entre 2022 et 2024, s’observe également s’agissant de la disponibilité : sur l’ensemble de l’année 2025, celle-ci s’est élevée à 74,0 %³ soit un niveau supérieur de deux points et demi à celui observé l’année précédente (71,5 %). Depuis 2024 déjà, le parc nucléaire est revenu à des niveaux de disponibilité proches de ceux observés les années qui précédaient la crise de la corrosion sous contrainte.

La disponibilité d’ensemble du parc s’est située proche du bas de l’enveloppe historique d’avant-crise⁴ (2015-2019) au cours du premier semestre de 2025 et globalement dans l’enveloppe historique à partir du mois de juin. La disponibilité a été relativement proche de celle observée en 2024 toute l’année, à l’exception des mois de janvier, février et mars où elle a été supérieure. Cette différence s’explique notamment car le fait que ces mois-là concentraient, l’année précédente, un nombre important de visites décennales (voir plus loin).

L’analyse des taux mensuels de disponibilité par centrale montre pour la plupart d’entre elles une disponibilité très élevée en janvier et en février, mois qui correspondent à la période à plus fort enjeu du point de vue de la sécurité d’approvisionnement. L’exploitant planifie habituellement les interventions sur le parc en concentrant dans la mesure du possible les arrêts du printemps à l’automne, afin de maximiser la disponibilité pendant les mois d’hiver. 

L’année 2025 a été caractérisée par un effet relativement contenu des maintenances d’ampleur, en particulier de visites décennales. L’énergie non-produite pour cause de visite décennale, a été, en 2025, la plus faible observée depuis 2016 (environ 27 TWh contre 43 TWh en moyenne entre 2016 et 2024). Cette baisse notable est la conséquence de plusieurs facteurs : d’une part, la fin du cycle des quatrièmes visites décennales des réacteurs de 900 MW, particulièrement chargé car il correspond à la période, au début des années 1980, la plus soutenue de mise en service de réacteurs⁵  ; d’autre part, la mise en place progressive par l’exploitant, entre 2020 et 2025, du programme d’amélioration de la maitrise des arrêts de réacteurs⁶ ; enfin la résorption des problèmes de disponibilité liés à la crise de la corrosion sous contrainte, qui avaient notamment eu pour conséquence d’allonger la durée de certaines visites décennales afin de procéder à des contrôles spécifiques à ce phénomène, non prévus initialement.

De ce point de vue, les années 2025 et 2026 (selon le calendrier prévu) font toutefois figure d’exception. Le calendrier des visites décennales est amené à se redensifier par la suite. Les quatrièmes visites décennales des réacteurs du palier 1300 MW, en vue de prolonger leur exploitation jusqu’à 50 ans, démarreront en effet à partir de 2026. Ce cycle, qui concerne un nombre important de réacteurs et doit permettre de prolonger leur durée de vie au-delà de celle initialement envisagée, présente des défis importants du point de vue industriel. À partir de 2029, s’engageront également les premières visites décennales n°5 des réacteurs de 900 MW, avec là aussi des enjeux importants du point de vue industriel et un calendrier chargé.

Les profils de disponibilité varient considérablement au cours du temps et d’une centrale à l’autre.

Au cours de la dernière décennie, les centrales qui composent le parc nucléaire français présentent des taux de disponibilité assez différents. Pour une centrale donnée, la disponibilité varie considérablement au cours de la période, au gré de la vie des réacteurs, notamment des arrêts d’ampleur comme les visites décennales, mais également des aléas survenant sur le fonctionnement et la maintenance des réacteurs. 

On constate également, sur l’ensemble de la période, que la disponibilité globale est variable d’une centrale à l’autre. On distingue par exemple nettement les deux centrales où a été identifié en premier le phénomène de corrosion sous contrainte et qui ont été les plus affectées par cet épisode : les quatre réacteurs des centrales de Chooz et Civaux, appartenant tous au palier 1450 MW, ont été arrêtés durant l’entièreté de l’année 2022. 

Certaines centrales présentent à l’inverse des taux de disponibilité élevés sur certaines années, au-dessus de 80 % : il s’agit d’années durant lesquelles aucune maintenance d’ampleur n’était prévue sur aucun des réacteurs de la centrale en question. De telles années sont plutôt rares durant la décennie écoulée, en raison du programme très soutenu de maintenances longues, liées notamment au programme du Grand Carénage (voir la figure Énergie non-produite par le parc nucléaire français en raison des visites décennales entre 1989 et 2025,  et projections pour 2026-2028). En dehors de ces années exceptionnelles dans un sens ou dans l’autre, les causes pouvant expliquer le niveau de disponibilité observé pour une centrale sont très variées, et souvent spécifiques (voir plus loin).

Au cours de la décennie 2015-2025, la disponibilité globale de la majorité des centrales se situe dans une fourchette allant de 60 à 75 %. En dehors des maintenances génériques (au sens où elles s’appliquent en principe à tous les réacteurs et leur calendrier est défini par les autorités), la disponibilité de chaque réacteur est différente et rythmée par des évènements et des aléas particuliers. On peut néanmoins faire les constats suivants : 

• Les quatre réacteurs du palier 1450 MW, le plus récent hors EPR, présentent un taux significativement inférieur à la moyenne : cela s’explique par le fait que c’est ce palier qui a été principalement affecté par le phénomène de corrosion sous contrainte ;

• Les centrales du palier 1300 MW présentent toutes une performance supérieure à la moyenne, à l’exception des centrales de Paluel et de Flamanville confrontées à des circonstances particulières⁷.

La part de la production nucléaire dans le mix électrique français constitue une spécificité importante, qui conditionne l’exploitation des réacteurs et de l’ensemble du système électrique. 

Dans la plupart des pays qui disposent de centrales nucléaires, ces dernières ont été construites en vue de fonctionner comme production de base. En France, compte tenu de la part importante que la filière représente dans le mix électrique, les réacteurs ont été conçus dès l’origine pour moduler leur production lorsqu’ils fonctionnent et ainsi s’adapter aux variations de la consommation électrique, à la fois entre les saisons et à l’échelle de la journée ou de la semaine. Avec le développement massif du parc nucléaire à partir de la fin des années 1970, le pays disposait d’une production d’électricité abondante permettant ainsi d’envisager une réduction de la dépendance aux énergies fossiles : en conséquence, l’électrification du chauffage a été plus encouragée que dans d’autres pays, ce qui conduit à des variations significatives de consommation en hiver par rapport à l’été. Par ailleurs, le parc nucléaire module historiquement pour s’adapter au fait que la consommation est généralement plus faible pendant la nuit et pendant les week-ends. 

D’autre part, vu le grand nombre de réacteurs en service, il est extrêmement peu probable que l’ensemble du parc soit disponible en même temps, vu les contraintes industrielles en matière de planning de maintenances qui conduisent à répartir les arrêts pour maintenance au cours de l’année : ainsi, la production nucléaire française n’atteint presque jamais la capacité maximale installée. Dans d’autres pays qui disposent d’un nombre largement moindre de réacteurs, il arrive presque chaque année, pendant une période plus ou moins longue, que le parc produise au maximum de sa capacité.

Les causes d’indisponibilité du parc nucléaire sont très variées. Schématiquement, en partant de l’énergie annuelle maximale théoriquement productible, c’est-à-dire l’énergie qui serait produite si le parc entier fonctionnait sans interruption à sa puissance nominale et dans les conditions météorologiques de référence⁸, de nombreux effets, de natures très diverses, conduisent à limiter le niveau de production effectif du parc : 

1) La moindre production due à la variabilité saisonnière de la puissance maximale effective des réacteurs, qui dépend notamment de la température de la source froide, qui peut varier par rapport aux conditions de référence auxquelles est calculée la puissance nominale des réacteurs ; ces écarts ont tendance à réduire légèrement l’énergie maximale qu’il est possible de produire sur l’année.

2) Les indisponibilités planifiées ou non.  On distingue notamment les visites décennales (VD, d’une durée autour de six mois généralement),  les visites partielles ou périodiques (VP), les arrêts pour simple rechargement de combustible (ASR, tous les 12 à 18 mois environ, d’une durée d’un mois en principe) et les arrêts pour maintenance courante ou essais. Il peut également s’agir de défaillances techniques d’un réacteur, de répercussions de mouvements sociaux, ou bien de contraintes environnementales concernant une température trop élevée de la source froide, notamment pour les centrales implantées le long des cours d’eau. Pour un réacteur donné, l’exploitant alterne généralement visites partielles et arrêts pour simple rechargement. Les visites décennales sont prévues explicitement par la loi, la fréquence des arrêts pour rechargement sont imposés par le cycle du combustible ; le calendrier exact des visites partielles, quant à lui, est déterminé au cas par cas par l’exploitant, en lien avec les autorités de sûreté.  Ces indisponibilités correspondent à des opérations parfois complexes qui sont souvent combinées ; de plus, bien qu’il s’agisse d’opérations programmées, des dépassements fortuits de calendrier peuvent se produire. Ainsi, les durées effectives de cette catégorie d’arrêts peuvent s’écarter des durées standard. Compte tenu des répercussions sur la performance du parc, la maitrise de ces allongements d’arrêts fait l’objet d’une attention particulière de la part de l’exploitant⁹.

3) L’énergie non produite pour cause de modulation : il peut s’agir de la participation des réacteurs à l’équilibrage du système, d’une modulation assimilable à une absence de débouchés économiques ou d’autres modulations liées à la gestion du parc. Ces modulations peuvent prendre la forme d’arrêts plus ou moins prolongés (par exemple, un week-end), ou bien des baisses de puissance tout en maintenant le réacteur en fonctionnement. Un exemple de modulation liée à la gestion du parc est la modulation pour économie de combustible, qui dépend de la planification des arrêts pour rechargement pour le réacteur concerné et du planning d’ensemble du parc. L’intervalle entre deux rechargements étant contraint (entre 12 et 18 mois), si la sollicitation du réacteur est importante et/ou si l’arrêt suivant est placé un peu plus tardivement qu’usuellement (typiquement pour attendre la fin de l’hiver), il peut, à partir d’un certain moment, devenir nécessaire d’économiser une certaine quantité de combustible pour « tenir » jusqu’au rechargement suivant¹⁰. Le parc nucléaire français a été conçu dès l’origine pour intégrer une part de modulation dans son fonctionnement.

En 2025, les arrêts pour rechargement et pour maintenance courante (combinés ou non), sont restés de loin la première cause en ce qui concerne l’énergie non produite (par rapport au volume maximal théorique), avec un impact total d’environ 80 TWh (de l’ordre de 50 TWh pour les visites partielles et 30 TWh pour les arrêts pour simple rechargement). Ces opérations sont fréquentes et nombreuses, ce qui permet un certain foisonnement et explique la relative stabilité au cours du temps – en dehors des situations exceptionnelles comme la crise sanitaire ou la corrosion sous contrainte. S’agissant des visites décennales, l’année 2025 a été caractérisée par un planning relativement peu dense. En 2024, onze réacteurs avaient été concernées à un moment ou à un autre par une visite décennale. Début février 2024, huit réacteurs étaient à l’arrêt simultanément dans le cadre d’une visite décennale, ce qui est tout à fait exceptionnel : cela a été rendu possible notamment par la situation confortable du point de vue de la sécurité d’approvisionnement. En 2025, seuls six réacteurs ont été mis à l’arrêt pour ce motif. Au total, on estime que l’énergie qui n’a pas pu être produite pour cause de visites décennales en 2025 est bien moindre par rapport à 2024 (27 TWh contre 46 TWh), ce qui a contribué à la bonne disponibilité constatée. 

La modulation (toutes typologies confondues) a représenté de l’ordre d’une trentaine de TWh en 2025, un volume relativement stable par rapport à l’année précédente. Ce n’est pas un phénomène nouveau. Notamment, des niveaux comparables, voire supérieurs étaient atteints dans les années 1990 et au début des années 2000, dans un contexte de surcapacité de la production par rapport à la consommation. Ces dernières années, si les volumes sont comparables, le profil de modulation a évolué, et la part de modulation qui peut s’apparenter à une absence de débouchés économiques a augmenté. Au début des années 2000, la modulation avait principalement lieu la nuit durant la période estivale. Dans la période récente, c’est plutôt lors des après-midis, particulièrement le week-end, entre les mois d’avril et d’octobre (quand les prix sont plus bas), que le phénomène se produit le plus. Les évolutions associées à ce nouveau paysage de modulation du parc nucléaire ont été documentées en détails dans le Bilan prévisionnel 2025. 

Enfin, les contraintes environnementales ont conduit en 2025 à une réduction de production de moins d’un térawattheure. Les effets associés à ce facteur sont donc restés limités cette année, au même titre que l’effet des grèves¹¹ (moins d’un térawattheure également) et les contraintes réseau (volume négligeable).

Après avoir atteint en 2024 un niveau inédit depuis 2013, la production d’électricité d’origine hydraulique a très sensiblement décru en 2025 (-12,9 TWh/17,2 %), atteignant 62,4 TWh, un niveau proche de la production annuelle moyenne de la dernière décennie (61,4 TWh en moyenne sur la période 2015-2024).

Le recul de la production hydraulique entre 2024 et 2025 reflète essentiellement des précipitations moins abondantes en 2025 qu’elles ne l’avaient été en 2024 : alors que l’année 2024 avait été l’une des dix années les plus pluvieuses depuis 1959, le cumul des précipitations sur l’année 2025 a été proche de la normale¹³.

Après avoir reculé de plus de 10 % sur l’année 2024, la production éolienne terrestre s’est légèrement redressée en 2025, atteignant 43,9 TWh (+1,1 TWh/+2,5 % par rapport à l’année 2024). Cette dynamique incombe au développement des capacités éoliennes terrestres au cours de l’année et aux conditions de vent de l’année 2025 globalement similaires en moyenne à celles de 2024 à l’échelle du territoire métropolitain (avec une amélioration dans les régions du Grand Ouest et du Centre et un léger recul dans le Nord et l’Est de la France), bien qu’elles restent défavorables par rapport à la moyenne de la décennie précédente (voir plus loin). 

En moyenne sur l’année 2025, la production éolienne terrestre a couvert 10,0 % de la consommation nationale. Ce taux de couverture est en légère hausse par rapport à l’année précédente (9,6 % sur l’année 2024), du fait de la relative stabilité de la consommation brute. .

Le facteur de charge de la filière éolienne terrestre française s’est établi à 21,4% au cours de l’année 2025. Il s’agit d’un niveau exceptionnellement faible, après une baisse déjà constatée en 2024.

Le faible niveau du facteur de charge de la filière éolienne terrestre résulte en premier lieu des conditions de vent. Sur l’année 2025, les vitesses moyennes de vents observées ont été inférieures à leurs niveaux moyens sur la dernière décennie pour l’ensemble du territoire métropolitain à l’exception du Nord de la région Nouvelle-Aquitaine. Le déficit de vent a par ailleurs été plus prononcé dans la moitié Nord de la France où se concentrent la majorité des capacités éoliennes terrestres installées sur le territoire métropolitain. 

Au cours de l’année 2025, les producteurs éoliens terrestres français ont ponctuellement modulé à la baisse leur production, soit en regard d’une incitation économique lors d’épisode de prix spot négatifs (l’essentiel des volumes), soit lorsque RTE les a sollicités pour garantir l’équilibre du système électrique (pour des volumes plus limités, voir partie « modulation »). Sur l’année 2025, ces modulations ont conduit à un effet baissier sur la production éolienne terrestre de l’ordre de 1,3 TWh, soit une augmentation de plus d’un tiers par rapport au niveau estimé pour l’année 2024. Au global, la modulation de la production éolienne terrestre – qu’elle soit en regard de conditions économiques de marché ou à l’initiative de RTE – a été responsable d’une baisse de l’ordre de 0,7 point du facteur de charge par rapport à une situation théorique sans modulation.

Fin 2025, les capacités éoliennes terrestres en service sur le territoire métropolitain français représentaient 23,9 GW. Avec la mise en service de 0,9 GW supplémentaires au cours de l’année 2025, le parc éolien terrestre français a poursuivi son développement. Cependant, le rythme de développement a ralenti en 2025 pour la troisième année consécutive, atteignant son niveau le plus bas depuis 2013.

En 2025, la production éolienne en mer française s’est établie à 5,7 TWh, en augmentation de près de 43 % (+1,7 TWh) par rapport à son niveau observé sur l’année 2024. 

Cette augmentation traduit notamment le développement des capacités éoliennes en mer. Les parcs éoliens posés en mer de Saint-Brieuc et Fécamp ont été progressivement mis en service au cours de l’année 2024 et l’intégralité de leur puissance installée (un peu moins d’un gigawatt cumulé sur les deux parcs) est opérationnelle depuis mai 2024. En 2025, un quatrième parc commercial dont les éoliennes sont posées en mer au large des îles d’Yeu et Noirmoutier a été mis en service progressivement (411 MW sur 488 MW totaux étaient opérationnels en fin d’année 2025). Par ailleurs, les 25 MW de la première ferme pilote éolienne flottante en mer de France¹⁴ ont été mis en service en juin 2025 sur la zone dite de « Faraman », à 17 km au large de la commune de Port-Saint-Louis-du-Rhône. Au 31 décembre 2025, la puissance totale du parc éolien en mer installé au large des côtes françaises métropolitaines atteignait 1,9 GW.

Le facteur de charge des parcs éoliens en mer commerciaux¹⁵ ayant été mis en service avant le 1er janvier 2025 s’est établi à 38,8 % sur l’ensemble de l’année 2025¹⁶ . En 2024, le facteur de charge du parc de Saint-Nazaire, seul parc exploité à sa puissance définitive sur cette année, avait été de 32,9 % (contre 36,3 % en 2025). L’augmentation du facteur de charge de la filière éolienne française découle à la fois de la mise en service de nouveaux parcs dont la localisation est plus favorable et de la meilleure disponibilité du parc de Saint-Nazaire sur 2025 par rapport à celle observée au cours de l’année 2024¹⁷.

Le développement des capacités éoliennes en mer au large des côtes françaises devrait se prolonger en 2026 avec la mise en service d’environ 450 MW d’éoliennes posées en mer au large de Courseullessur-Mer et de 60 MW d’éoliennes flottantes réparties sur deux sites au large de Leucate et de Gruissan.

Sur l’année 2025, la production solaire française s’est établie à 32,9 TWh, en augmentation de 32,7 % par rapport à son niveau de 2024.

En 2025, la production d’électricité de la filière solaire a couvert en moyenne 7,5 % de la consommation française métropolitaine. Ce taux a progressivement augmenté au cours de la dernière décennie, en suivant la dynamique de la production solaire. 

La progression de la production solaire française résulte du développement des capacités solaires installées (voir ci-après) et de l’amélioration très sensible des conditions d’ensoleillement en 2025 par rapport à celles qu’avait connu le territoire métropolitain au cours de l’année précédente : alors que l’année 2024 comptait parmi les moins ensoleillées que la France ait connues sur les trente dernières années, l’ensoleillement sur l’année 2025 a été légèrement supérieur à la moyenne des dix années précédentes (2015-2024)¹⁸. L’excédent d’ensoleillement sur l’année écoulée a été plus prononcé sur la moitié Nord du territoire métropolitain que dans sa moitié Sud qui concentre la majorité des capacités solaires de production d’électricité du pays.

L’amélioration des conditions d’ensoleillement s’est traduit par une forte progression du facteur de charge moyen annuel du parc solaire français qui s’est établi 13,6 % sur 2025 contre 12,8 % en 2024. Le niveau du facteur de charge de la filière solaire atteint en 2025 reste cependant inférieur à sa moyenne décennale (14,4 %), malgré un ensoleillement légèrement excédentaire par rapport à la normale. Cette relative faiblesse s’explique notamment par le fait que les producteurs solaires français ont d’avantage modulé à la baisse leur production sur l’année 2025 – en regard d’incitations économiques lors des épisodes de prix spot négatif ou à la demande de RTE pour garantir l’équilibre du système électrique – qu’ils ne l’avaient fait historiquement (voir la partie « modulation »). La modulation de la production solaire a représenté de l’ordre de 1,6 TWh en 2025 (estimation de RTE), soit près deux fois et demie son volume pour l’année 2024. Cette modulation a été responsable d’une baisse de l’ordre de 0,8 point du facteur de charge de la filière en 2025 comparé à une situation théorique sans modulation. 

À la fin d’année 2025, la puissance cumulée des installations de production d’électricité solaire sur le territoire français métropolitain s’élève à 30,4 GW. Sur l’année 2025, 5,9 GW de capacité ont été nouvellement installés, prolongeant l’accélération du développement des capacités du parc solaire français observée depuis 2021.

Du fait du profil horaire de la production solaire, présentant un pic en fin de matinée jusqu’au début de l’après-midi, le développement des capacités solaires en France et en Europe s’est traduit par une déformation du profil horaire des prix de l’électricité, entraînant des prix faibles ou parfois négatifs pendant ces heures, en particulier au printemps (voir chapitre « Prix »). Cela révèle un besoin de développement de la flexibilité du système électrique pour garantir l’équilibre offre-demande, à la fois en ce qui concerne la flexibilité de la production (par exemple la modulation à la baisse de la production renouvelable, qui doit être pilotée pour éviter des variations trop brusques) ou la flexibilité de la consommation. Notamment, le dispositif du signal Heures Pleines/Heures Creuses mis en place dans les années 1960 a été adapté pour intégrer des heures de début d’après-midi parmi les heures creuses.

La formation de prix spot négatifs résulte de l’anticipation d’une production excédentaire par rapport aux prévisions de consommation et d’échanges. L’occurrence de prix négatifs constitue alors un signal économique incitant l’ensemble des producteurs qui en ont la capacité technique à réduire ou arrêter leur production. Cette incitation concerne en particulier les unités de production nucléaire (qui modulent notamment leur production en fonction des prix de marché), les capacités hydrauliques pilotables, les moyens de stockage et une partie de la production solaire et éolienne.

En 2025, les épisodes de prix négatifs ont conduit à renoncer à environ 3 TWh¹⁹ de production solaire et éolienne. Ce volume représente près du double de celui constaté pour l’année 2024.

L’augmentation des modulations de la production éolienne et solaire lors des épisodes de prix négatifs entre 2024 et 2025 est concomitante à celle de la fréquence d’occurrence des prix négatifs (voir partie « prix »), à la forte progression de la production solaire (en France et dans le reste de l’Europe) et au développement des capacités susceptibles de s’écrêter lors d’épisodes de prix négatif.

Actuellement, la majorité des capacités éoliennes terrestres et une partie des installations photovoltaïques se développent sous le régime du complément de rémunération. Ce cadre intègre des dispositions incitatives pour que la production des installations qui en bénéficient s’arrête lorsque le prix spot est négatif. Les capacités développées sous le régime du complément de rémunération, tout comme les installations non-soutenues²⁰, sont donc susceptibles d’arrêter leurs productions lors d’épisodes de prix spot négatifs. Entre 2024 et 2025, ces capacités ont progressé de 3,3 GW.

Le reste du parc éolien et solaire bénéficie de contrats d’obligation d’achat²¹. Les modalités de rémunération de la production prévues au titre de ces contrats n’incitent pas, historiquement, les producteurs à moduler leur production en fonction d’un prix de marché. Cependant, depuis fin décembre 2025, les installations solaires et éoliennes dont la puissance installée est supérieure à 10 MW²² sont incitées financièrement à réduire ou arrêter leur production à la demande des acheteurs obligés²³. Cette disposition pourrait donc notamment conduire une partie des capacités éoliennes et solaires bénéficiant de contrats d’obligation d’achat à écrêter leur production lors d’épisodes de prix spot négatifs dès 2026. 

La modulation de la production renouvelable contribue à l’équilibre du système électrique mais sa mise en œuvre doit désormais être pilotée pour assurer une gestion sûre de l’équilibre offre-demande au plus près du temps réel. L’arrêt ou le redémarrage simultané d’un volume très important de production peut conduire à des perturbations sur la fréquence et par conséquent à des risques concernant l’exploitation du système, ou à la mobilisation de moyens d’ajustements coûteux. La loi de finance de 2025 et son arrêté d’application de décembre 2025 ont introduit plusieurs dispositifs visant à lisser les arrêts et redémarrages des moyens de productions renouvelables, qu’ils soient motivés par un signal prix négatif ou à l’initiative d’un acheteur obligé.

Le législateur a confié à RTE la responsabilité de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité²⁴. À ce titre, RTE peut solliciter au plus près du temps réel des ajustements de la production pour garantir la sûreté du système électrique. En particulier, lorsque les décisions prises par les acteurs de marché résultent en une situation d’excédent de production, RTE peut ordonner des baisses de production. Les capacités solaires et éoliennes peuvent désormais être sollicitées pour ajuster à la baisse leur production afin de garantir l’équilibre du système électrique. 

En 2025, les ajustements à la baisse sollicités par RTE ont conduit à écrêter 0,1 TWh de production solaire et éolienne. Si la contribution des filières éoliennes et solaires à l’ensemble des ajustements à la baisse demandés par RTE sur l’ensemble de l’année reste modérée par rapport à celle d’autres filières²⁵, les volumes ajustés des productions solaires et éoliennes sont en forte augmentation. En 2025, leur niveau a été près de cinq fois supérieur à celui atteint en 2024, alors que les ajustements à la baisse réalisés par RTE en 2025, toutes filières confondues, sont restés stables au cours de la même période (+0,3 %). 

La plus forte sollicitation des filières éoliennes et solaires pour garantir l’équilibre du système électrique s’explique d’une part par le fait que les volumes produits par les installations hydrauliques et thermiques ont significativement diminué entre 2024 et 2025, réduisant la possibilité de solliciter ces installations pour des ajustements à la baisse de leur production. Elle coïncide également avec une participation croissante de ces capacités au mécanisme d’ajustement. Les capacités éoliennes et solaires mobilisables sur ce mécanisme ont été multiplié par dix au cours de la dernière année, pour atteindre près de 5,6 GW à la fin d’année 2025. Cette dynamique résulte d’évolutions successives du cadre juridique au cours de l’année 2025. 

Ainsi, la loi de finances pour 2025 du 14 février 2025 a ouvert la possibilité de participation au mécanisme d’ajustement à toutes les installations soutenues par un dispositif d’obligation d’achat ou de complément de rémunération. Cette possibilité est effective depuis le 1er octobre 2025 et s’applique sans distinction de filière ni de seuil de puissance. La participation au mécanisme d’ajustement a même été rendue obligatoire par la loi « DDADUE » votée fin avril 2025²⁶ qui introduit l’obligation pour l’ensemble des installations dont la puissance est supérieure à 10 MW²⁷ – dont les producteurs solaires et éoliens – d’offrir la puissance techniquement disponible de leurs installations sur le mécanisme d’ajustement. Cette obligation est entrée en vigueur au 1er janvier 2026 et certains acteurs ont pu l’anticiper.

Concomitamment à ces évolutions légales et réglementaires, la signature d’avenants aux contrats d’obligation d’achat des parcs éoliens en mer de SaintNazaire, Fécamp et Saint-Brieuc s’est traduite par la participation de ces parcs au mécanisme d’ajustement dès le printemps 2025. Ainsi, les ajustements de production éolienne en mer à l’initiative de RTE (sur le mécanisme d’ajustement et dans le cadre des ordres de sauvegarde) se sont établis à 63,8 GWh en 2025, en nette augmentation par rapport à l’année 2024 (7,2 GWh), première année pour laquelle RTE avait eu recours à des ajustements à la baisse de l’éolien en mer pour assurer l’équilibre du système électrique.

En 2025, la production d’électricité d’origine fossile¹ en France s’est élevée à 18,7 TWh. Il s’agit, pour la deuxième année consécutive, du niveau le plus bas depuis le début des années 1950 ; en 2024, la production fossile s’était élevée à 19,9 TWh, ce qui constituait déjà le plus petit total observé au cours de cette période. 

Les filières gaz, charbon et fioul, qui sont de loin les plus intensives en émissions, ont produit moins de 4 % de l’électricité totale produite en France en 2025. Si le mix électrique français dans son ensemble est depuis longtemps bas-carbone, en raison de la part importante des filières hydraulique et nucléaire, la production thermique fossile représentait encore autour de 10 % de la production au tournant des années 2010, dont environ un tiers de charbon. 

La dynamique observée depuis conduit au double constat suivant : d’une part, la production thermique fossile dans son ensemble est aujourd’hui presque résiduelle dans le mix français ; d’autre part, parmi les trois principaux combustibles fossiles conventionnels, c’est le gaz, de loin le moins intensif en émissions des trois, qui constitue désormais l’essentiel (87 %) de ce qu’il reste de production thermique fossile en France. La production d’électricité au fioul et au charbon a presque entièrement disparu : en 2025, ces deux filières ont représenté respectivement 1,7 et 0,7 TWh, soit moins que la production d’électricité de la filière biogaz.

Du point de vue de leur place dans le système électrique et de leur fonctionnement, on distingue habituellement trois grandes catégories de production à gaz :

• Les cycles combinés (CCG): il s’agit d’installations de production d’électricité qui combinent une turbine à combustion et une turbine à vapeur (qui utilise la chaleur des gaz d’échappement de la première turbine) ; leur technologie est la plus moderne et présente le meilleur rendement (entre 50 et 60 %) et donc l’intensité en émissions la plus faible parmi les moyens fossiles ; cette catégorie regroupe l’essentiel de la production au gaz dite « pilotable» en France. Le coût marginal des cycles combinés est compétitif relativement aux autres moyens de production thermiques fossiles, ce qui leur permet d’être appelés lors des périodes de consommation élevée, comme en hiver ou, dans une moindre mesure, lors des épisodes de canicule. La centrale de Landivisiau, qui est la plus récente à avoir été mise en service en France, à l’été 2024, appartient à cette catégorie ;

• Les centrales au gaz conventionnelles, notamment des turbines à combustion : moins optimisées car reposant, contrairement aux cycles combinés, sur un cycle ouvert, c’est-à-dire sans récupération de la chaleur produite pendant la combustion, leur rendement est moindre (entre 30 et 40 %) et leur production plus intensive en émissions. En France, la production des centrales de ce type est très réduite : elles ne fonctionnent que lors des périodes de pointe, ou, dans certains cas, pour contribuer aux besoins du système électrique pour l’équilibrage court terme ou la résolution de contraintes sur le réseau ;

• Les cogénérations² : ce sont des installations qui produisent à la fois de la chaleur (pour des besoins industriels notamment) et de l’électricité. Pour ce type d’installation, la production d’électricité est généralement secondaire et subordonnée à la production de chaleur. Elles sont généralement adossées à une installation principale, souvent un réseau de chaleur urbain, parfois une installation industrielle. La production des cogénérations est caractérisée par le fait qu’elle est pilotée par les besoins de chaleur du procédé sous-jacent et dépend dans une moindre mesure des conditions économiques qui régissent la production d’électricité à court terme. Du point de vue du système électrique, c’est donc en partie de la production fatale.

À partir de cette catégorisation, il est possible de décomposer schématiquement la production de la filière au gaz en deux parties :

• Un « socle » correspondant à la production en bande des différents types de cogénération. Comme les cogénérations adossées à des réseaux de chaleur représentent une part importante de la cogénération en France, ce socle présente un niveau différent selon la saison : on l’identifie, pour l’année 2025³, à environ 1 600 MW lors de la période de chauffe (entre novembre et avril), et 250 MW en été (niveau qui correspond plutôt à des cogénérations industrielles de nature diverse) ;
• Au-delà de ce socle, une part pilotable, ou sensible aux conditions de marché, composée essentiellement des cycles combinés et, dans une moindre mesure, des centrales conventionnelles, notamment des turbines à combustion ;

Il existe également des moyens hybrides, qui fonctionnent selon des modalités spécifiques avec une partie de la production en base mais avec également la possibilité d’augmenter leur production au-delà de ce socle, si les conditions économiques le justifient. C’est le cas, par exemple, de la centrale à cycle combiné gaz de Dunkerque (voir plus loin).

En 2025, la filière au gaz a produit un total de 16,4 TWh. Le volume de production que l’on peut assimiler à de la production indépendante du fonctionnement du système électrique s’élève à environ 7 TWh, soit un peu moins de la moitié. Il correspond à la production des cogénérations et d’autres moyens thermiques dont le comportement peut être assimilé à celui des cogénérations. Le reste de la production est essentiellement couvert par les CCG. Autrement dit, la production réellement appelée dans l’ordre de préséance économique n’a représenté que 9 TWh, soit moins de 2 % de toute la production d’électricité en France.

Certains cycles combinés adossés à un site industriel peuvent également, selon un arbitrage prenant en compte les prix de marché d’une part et les contraintes des procédés industriels auxquels ils sont liés, choisir d’augmenter leur production au-delà du niveau de base qu’entraîne la cogénération à partir des procédés industriels. C’est le cas par exemple, de la centrale à cycle combiné de Dunkerque (également appelée DK6). Cette centrale, d’une puissance totale d’environ 800 MW au total, est constituée de deux cycles combinés au gaz adossés à l’usine sidérurgique ArcelorMittal, dont ils récupèrent une partie des gaz sidérurgiques. Lorsqu’elles fonctionnent uniquement pour brûler les gaz sidérurgiques, les deux unités produisent environ 80 MW chacune en bande ; lorsque les conditions de marché⁴ le justifient, la centrale peut augmenter sa production jusqu’à sa puissance maximale (près de 800 MW). Ces deux niveaux, ainsi que les périodes de plus forte production et certaines périodes d’arrêt complet ou partiel du site, sont nettement visibles sur le profil annuel de production (voir la figure Illustration du fonctionnement hybride de la centrale à gaz à cycle combiné de Dunkerque ci-dessous). L’analyse montre que sur l’année 2025, la centrale de DK6 a ainsi très peu fonctionné au-delà du socle lié à la combustion des gaz sidérurgiques, signe que les conditions de marché ont rarement conduit à démarrer l’installation à sa puissance nominale.

Le recours à la production des centrales à gaz, majoritairement aux cycles combinés, a essentiellement lieu à des périodes bien caractérisées, qui correspondent aux périodes de forte consommation, et particulièrement de forte consommation résiduelle⁵. C’est vrai en hiver, saison durant laquelle ces situations sont les plus fréquentes, mais également – plus ponctuellement et de manière moins prononcée – en été, notamment lors des épisodes de fortes chaleurs⁶. Notamment, un tiers de la production annuelle au gaz est concentré lors des 10 % de journées les plus froides, soit environ 35 jours.

Enfin, on constate une légère association inverse entre le niveau de production au gaz en France et les exportations : les niveaux d’exportations les plus élevés sont observés lorsque la production au gaz est la plus faible.

Au 31 décembre 2025, le parc total de batteries en service en France s’élevait à 1,6 GW. De cette capacité, un tiers environ est raccordé au réseau de transport, le reste au réseau de distribution. Plus le niveau de tension est élevé, plus, en principe, il s’agit d’installations de capacité élevée. Ainsi, la majorité des batteries en service aujourd’hui en France sont de taille modeste, de l’ordre du mégawatt. Les batteries les plus puissantes, raccordées au réseau de transport, sont peu nombreuses (un peu plus de 20 à fin 2025).

Les batteries diffuses, c’est-à-dire les batteries de petite capacité installées en basse tension chez les particuliers ou les petits professionnels, sont peu développées en France, avec un total de seulement 140 MW¹. Dans d’autres pays, ce type d’installations représente une part importante des ambitions de développement du stockage (voir le chapitre Europe).

Pour les batteries de puissance plus importante, la file d’attente, c’est-à-dire de projets pour lesquels les porteurs de projets ont déjà contractualisé l’accès au réseau, atteint environ 14 GW à fin 2025². Il s’agit dans une grande partie de projets qui se raccordent sur le réseau de transport d’électricité (haute et très haute tension).

Il semble aujourd’hui clair que tous ces projets ne se concrétiseront pas³ ou pas tous dans les toutes prochaines années : comme pour tous les types de projets de raccordement au réseau électrique, la file d’attente recense des projets qui n’ont pour l’essentiel pas atteint la décision finale d’investissement. Dans le détail, l’analyse de la file d’attente de raccordement des batteries permet d’anticiper un développement à venir de cette filière dans des modalités fort différentes de celles que l’on a observé jusqu’à aujourd’hui. En effet, la tendance générale est à l’augmentation de la taille des installations : près de 90 % de la capacité totale en file d’attente concerne des projets de raccordement au réseau de transport. Cela correspond à environ 180 projets, et même au sein du réseau de transport la taille tend à augmenter, soit une capacité moyenne de près de 75 MW pour les projets en file d’attente contre 25 MW en moyenne pour les batteries actuellement raccordées au réseau de transport.

De manière générale, les installations de stockage par batterie peuvent participer à une large gamme de mécanismes et de marchés :

• la fourniture de services système : régulation de la fréquence notamment ; 

• la participation aux marchés de gros, particulièrement infra-journaliers : il s’agit de stocker la production excédentaire de certains moments de la journée et de se décharger lors des pointes journalières de consommation ; l’archétype de ce type de valorisation consiste à tirer parti de la production solaire souvent excédentaire en milieu de journée ;

• la contribution à la gestion des contraintes réseau ;

• la participation au mécanisme de capacité, donc à la sécurité d’approvisionnement.

Aujourd’hui, toutefois, l’activité principale des batteries déjà en service en France est encore la fourniture de services système, et particulièrement de services système liées à la régulation de la fréquence.