BE 2025 - Consommation

En 2025, la consommation électrique en France métropolitaine¹, corrigée des aléas météorologiques et des effets calendaires) est restée stable par rapport à celle de l’année précédente, atteignant 451 TWh (+0,4 % par rapport à 2024). 
La dynamique baissière liée à la crise énergétique, qui avait induit des baisses de consommation électrique significatives en 2022-2023, s’est ensuite arrêtée à partir de 2024. Depuis, il n’y a toutefois pas eu de reprise de la consommation comme cela avait pu être le cas après la crise économique de 2008-2009 ou la crise sanitaire de 2020.
 

La consommation reste ainsi très en retrait, d’environ 6 %, par rapport à celle observée au cours de la période 2014-2019 (avant les crises sanitaire et énergétique) : la persistance des répercussions de la crise énergétique, en particulier sur l’activité industrielle, ainsi que les progrès liés à l’efficacité énergétique, tendent à compenser la faible électrification des usages. Pour rappel, la baisse de consommation de 2023 avait été parmi les plus significatives depuis la fin de la seconde guerre mondiale : elle était proche de celle liée à la crise sanitaire en 2020 et dépassait celle liée à la crise économique de 2008-2009.

Après une reprise partielle en 2021 en sortie de la crise sanitaire, une première baisse de consommation s’était concrétisée en 2022, pic de la crise énergétique. La baisse de consommation s’est intensifiée en 2023, portée principalement par les consommateurs résidentiels et tertiaires. En effet, les dispositifs de protection mis en place par les pouvoirs publics ont permis de limiter les répercussions des prix élevés de l’électricité sur les consommateurs résidentiels et les petits professionnels au plus fort de la crise en 2022. Néanmoins, les tarifs réglementés ont augmenté à deux reprises en 2023 (+15 % en février 2023, +10 % en août 2023), puis encore de 10 % en février 2024. Un tiers des petits professionnels du tertiaire et 58 % des ménages en 2024  sont au tarif TRVE². L’industrie a été également davantage affectée en 2023, notamment dans les secteurs électro-intensifs. 

La consommation d’électricité a cessé de diminuer à partir de 2024 grâce à un contexte macroéconomique en amélioration par rapport à l’année 2023. En effet, les prix de l’énergie (gaz et électricité) ont nettement diminué en 2024, se rapprochant de ceux observés avant-crise, et l’inflation a également diminué significativement par rapport à 2022 (où elle s’élevait à +5,2 %) et 2023 (+4,9 %) en s’établissant à 2,0 %³. La stabilité de l’année 2024 est le résultat de plusieurs tendances contrastées : si la consommation a augmenté pour les grands consommateurs industriels (et transport ferroviaire) raccordés au réseau de transport, elle a continué de baisser pour les consommateurs industriels raccordés au réseau de distribution, et est restée stable pour les consommateurs résidentiels et tertiaires. En effet, les moyennes et grandes entreprises dépendent pour la majorité d’offres de marché, les plus consommatrices peuvent également se fournir directement sur les marchés de gros, ce qui fait qu’elles réagissent plus vite aux évolutions des prix de l’électricité sur ces marchés. La consommation des industries alimentées par le réseau public de distribution a en revanche été particulièrement affectée par le ralentissement d’activité dans les secteurs comme la fabrication de produits en caoutchouc et de machines et équipements et par les difficultés persistantes dans l’industrie automobile, en lien avec des difficultés d’approvisionnement. Les indices de production industrielle ont baissé respectivement de 5 %, 8 % et 14 %⁴  dans ces trois secteurs en 2024 par rapport à ceux de 2023.

En 2025, la consommation est restée stable malgré un contexte caractérisé par des fortes incertitudes politiques et géopolitiques, notamment sous l’effet de la mise en place de la part des États-Unis de droits de douane à des niveaux inédits. L’économie française a affiché une certaine résilience, avec un taux de croissance légèrement inférieur à celui de 2024 (+0,9 % selon l’INSEE⁵, contre +1,2 % en 2024) et l’investissement des entreprises semble montrer des signaux positifs en fin d’année 2025. L’inflation a fortement ralenti⁶ (+0,9 %), notamment grâce à la baisse des prix de l’électricité ( 11,9 % en moyenne, après +15,7 % en 2024) selon l’INSEE. Les tarifs réglementés (TRVE⁷) de l’électricité ont baissé de 15 % en février. Cependant, les incertitudes commerciales et politiques sur le plan national ont pénalisé la consommation des ménages, dont le taux d’épargne reste élevé (18,7 % au deuxième trimestre et 18,4 % au troisième trimestre 2025 contre 14,6 % en moyenne sur la période 2010-2019)⁸. De même, l’indicateur de confiance des ménages s’est dégradé en 2025 par rapport à 2024⁹.
 

L’électrification des usages, qui doit résulter de la décarbonation de l’économie française et de la réindustrialisation du pays, apparaît en retard par rapport aux trajectoires nécessaires pour atteindre les objectifs climatiques de la France. La part de l’électricité dans la consommation finale d’énergie reste globalement stable depuis de nombreuses années, signe que la bascule des énergies fossiles vers les énergies bas-carbone et en particulier l’électricité n’est pas encore enclenchée. Si le développement des véhicules électriques et des pompes à chaleur se poursuit, le rythme de transformation des usages reste inférieur à celui nécessaire pour atteindre les objectifs du Fit for 55 à l’horizon 2030. Dans le même temps, de nombreux projets d’électrification dans l’industrie ont sécurisé un accès au réseau pour les prochaines années mais ceux-ci tardent pour le moment à se concrétiser (voir chapitre Électrification).

S’agissant des ménages, malgré la baisse des prix de l’électricité pour les consommateurs, la part représentée par le poste énergie dans la facture est restée bien plus élevée qu’avant la crise énergétique¹⁰. Près de 36 % des ménages déclaraient ainsi rencontrer des difficultés à régler leurs facteurs d’énergie en 2025 contre 28 % en 2024, selon une enquête réalisée par le médiateur de l’énergie en septembre 2025¹¹. Toujours selon cette enquête, 85 % des foyers disent adopter des gestes de sobriété énergétique, qui sont essentiellement motivés par des raisons financières (à la hauteur de 87 %). D’autres leviers comme l’autoconsommation ou la valorisation de la flexibilité de la consommation (offres heures creuses été/hiver, heures creuses week-end, option « TEMPO » des TRVE) sont également choisis par les ménages français pour renforcer la maîtrise de leur facture énergétique¹². Par ailleurs, au plus fort de la crise, certains fournisseurs avaient commencé à inciter leurs clients à diminuer leur consommation d’énergie en les récompensant par des bonus ou des primes. Ce type d’offre n’a pas été maintenu après l’assouplissement des effets de la crise.

Les tendances décrites concernant la consommation d’électricité en France incluent l’autoconsommation (consommation directe, partielle ou totale, de l’électricité produite par le consommateur), qui s’est développée en France grâce à la baisse du coût des panneaux photovoltaïques, et à la volonté croissante des ménages, des entreprises et des collectivités de maîtriser leur facture et de contribuer aux objectifs environnementaux¹³. La crise énergétique a accentué cette dynamique largement portée par les ménages. En effet, depuis 2018, l’essentiel des nouvelles installations résidentielles de panneaux solaires fonctionne dans un régime d’autoconsommation totale ou partielle. Le nombre d’installations en autoconsommation photovoltaïque est passé de près de 40 000 fin 2018 à près de 850 000 (dont 838 000 pour les particuliers et petits professionnels) à fin 2025¹⁴, représentant 5,4 GW de capacité totale (dont 3,7 GW chez les particuliers et petits professionnels) soit 18 % de la puissance solaire totale (30,4 GW à fin 2025) installée en France. Le volume d’énergie autoconsommée s’élève à environ 2,9 TWh¹⁵ en 2025 contre 2 TWh en 2024, soit une hausse de 45%.
 

La consommation brute d’électricité française est aussi restée relativement stable en 2025 atteignant 446,1 TWh,  avec une variation de +0,9 % entre 2024 et 2025. 

La consommation brute a été plus élevée au premier trimestre sous l’effet de la thermosensibilité de la consommation, lorsque les températures ont été inférieures à celles du premier trimestre 2024 (-1,2 °C en moyenne, se traduisant par une hausse de la consommation de près de 6 TWh au cours du trimestre). C’est en février que l’écart avec le même mois de 2024 a été le plus significatif, lorsque le différentiel de température moyenne a été le plus élevé. La pointe annuelle de consommation a cependant été relevée le 14 janvier à 9h (lors de la montée en charge du matin). Malgré la stagnation de la consommation, la pointe de consommation de 2025 s’est établie à son niveau le plus élevé depuis 2021, en atteignant 88 GW.

Durant l’été, la vague de chaleur¹⁶ qui s’est produite au cours de la seconde partie du mois de juin a aussi provoqué une hausse ponctuelle de la consommation en raison de l’utilisation de la climatisation¹⁷. La consommation française est thermosensible principalement en hiver du fait du chauffage, mais elle l’est aussi dans une moindre mesure en été lors des épisodes prolongés de chaleur intense. Ce type d’épisode a tendance à se multiplier ces dernières années. L’été 2025 s’est placé au second rang pour le nombre de jours de vague de chaleur après 2022 avec 33 jours selon Météo France. La France reste cependant beaucoup moins thermosensible à cette période de l’année que peuvent l’être des pays du sud de l’Europe comme l’Espagne ou l’Italie (cf. l’analyse des échanges par frontière avec l’Espagne dans le chapitre Échanges).

Tout comme la consommation corrigée, la consommation brute est restée à un niveau bas par rapport à l’historique qui, ajouté à l’abondance de production française (voir chapitre Production), en particulier la production décarbonée, explique le niveau record de solde exportateur des échanges atteint en 2025 (voir chapitre Échanges). 

En 2025, la consommation des grands consommateurs raccordés au réseau public de transport (RPT), qui relèvent pour la plupart du secteur industriel, a reculé de 1,7 %¹⁸ sous l’effet du contexte macro-économique, marqué par de fortes incertitudes géopolitiques et une concurrence internationale accrue. L’indice de production industrielle en France est resté relativement stable en 2025 par rapport à l’année précédente (+0,5 %)¹⁹,avec une tendance positive en fin d’année, mais la conjoncture a particulièrement pesé sur les secteurs plus représentés parmi les grands consommateurs, notamment la chimie (-3 %). Selon une analyse conjoncturelle de l’Insee, l’atonie de la demande (carnets de commandes) est la principale raison ayant pénalisé l’industrie française en 2025²⁰. Quelques difficultés d’approvisionnement et un manque de personnel persistent, même si leur importance a diminué par rapport à 2023.

Ce recul s’inscrit dans la tendance baissière de long terme sous l’effet du développement de l’efficacité énergétique, des crises successives (crise économique de 2008, crise sanitaire, crise énergétique) et du mouvement de désindustrialisation en cours depuis les années 1990 avec la restructuration du tissu productif français et la tertiarisation de l’économie. Ce mouvement semble avoir été arrêté depuis le milieu des années 2010 avec les prémices d’une dynamique de réindustrialisation, soumise toutefois aux aléas géopolitiques et commerciaux des dernières années²¹ et dont les effets ne sont pour le moment pas visibles sur la consommation d’électricité.

La diminution de la demande d’électricité en 2025 a interrompu le mouvement de reprise entamé l’année précédente. En effet, en 2024 la consommation des grands consommateurs avait augmenté de 3,2 % par rapport à celle de 2023, grâce à un rebond ponctuel de l’activité après le pic de la crise énergétique. Cette reprise avait tout de même été moins forte que celle intervenue en 2021 après la crise sanitaire et n’avait pas permis au secteur de retrouver les niveaux de la période d’avant-crise. Notamment, les adaptations (réductions d’activité ou transformations, développement de l’efficacité énergétique)^22,23,  mises en œuvre par les entreprises pour maintenir leur activité dans un contexte fortement dégradé ont conduit à une restructuration du tissu industriel français^24,25. Par ailleurs, même si les offres de marché représentent une part plus importante des contrats de fourniture chez les consommateurs professionnels, permettant une répercussion des baisses de prix de l’électricité, une partie des consommateurs industriels peut encore dépendre de contrats négociés dans les années passées avec des niveaux de prix beaucoup plus élevés.

Ainsi, en 2025, la demande des grands consommateurs raccordés au RPT est restée 13 % plus faible que celle de la période d’avant-crise (2014-2019). Il est intéressant de noter que l’activité du secteur industriel avait déjà commencé à ralentir dès 2019 en raison de l’intensification des tensions commerciales entre les États-Unis et la Chine d’une part et les États-Unis et l’UE d’autre part. Les négociations sur le Brexit ont aussi contribué à élever le niveau d’incertitudes qui a pesé sur les investissements et la consommation.
 

Parmi les grands consommateurs, la baisse est portée par l’industrie manufacturière (-2,3 %), alors que la consommation du transport ferroviaire et du secteur de l’énergie est restée stable. La consommation électrique des grands consommateurs dans l’industrie manufacturière a ainsi reculé en 2025, après une progression de presque 3 % l’année précédente, en sortie de crise énergétique.

Au sein de l’industrie manufacturière, la principale baisse a été enregistrée par l’industrie chimique (-9,2 %), suivie dans une moindre mesure par la sidérurgie (-2,6 %). 

Les tendances pour les grands consommateurs de ces secteurs (i.e. ceux raccordés au réseau de transport d’électricité) sont généralement représentatives de leur consommation nationale, puisqu’une grande partie de la consommation de ces secteurs est alimentée directement par le réseau public de transport, sans passer par les réseaux de distribution (à l’exception du secteur agroalimentaire). Globalement, la moitié de la consommation électrique de l’industrie manufacturière se situe sur le réseau de transport d’électricité.

En Europe, le secteur de la chimie traverse depuis de nombreuses années des difficultés dues à un marché intérieur faible, à un déficit de compétitivité à l’échelle mondiale lié aux coûts de l’énergie plus élevés qu’aux Etats-Unis, en Asie ou encore au Moyen-Orient, et à un manque d’innovation. Le coût du gaz utilisé par le secteur est par exemple trois fois plus élevé en Europe qu’aux Etats-Unis, et la mise en place des droits de douane américains a en plus aggravé la situation car le secteur est largement exportateur²⁶. Ainsi, la production en 2025 était plus faible de 12 % par rapport à 2019 selon l’INSEE²⁷. Face à ces difficultés, l’Union européenne a publié le 8 juillet 2025 un plan visant à renforcer l’industrie chimique européenne en lui permettant de se moderniser et d’améliorer sa compétitivité.

Le secteur de la sidérurgie est également confronté à un environnement fortement concurrentiel et à une surcapacité de production à l’échelle mondiale. Comme pour la chimie, le secteur est également affecté par une baisse de compétitivité même s’il dispose d’un dispositif de protection commerciale depuis 2018 (d’abord provisoire puis devenu définitif en 2019²⁸) permettant de défendre l’acier européen. Ce dernier va être remplacé par un nouveau dispositif annoncé le 8 octobre 2025²⁹ et jugé plus efficace.

La France dispose d’un environnement favorable à l’installation d’infrastructures numériques telles que les centres de données, grâce à la qualité du réseau, à l’abondance de production d’électricité décarbonée et à l’existence de zones industrielles bien connectées aux grands réseaux de télécommunication.

Il existe différents types de centres de données : on peut notamment distinguer les centres de données « sur site dédié » de ceux qui sont intégrés dans les locaux de l’entreprise ou de l’administration qui en a l’usage, pour lesquels les consommations peuvent difficilement être isolées des autres consommations de l’entreprise ou administration en question. 

La consommation électrique des centres de données « sur site dédié » raccordés au réseau public de transport d’électricité est aujourd’hui relativement faible au regard de la consommation totale française : elle a atteint près de 1 TWh en 2025 et environ 0,8 TWh en 2024³⁰ (3 TWh sur le réseau public de distribution d’Enedis en 2024³¹). Cependant, la tendance est pour le moment haussière malgré les gains d’efficacité énergétique des dernières années. Cette dynamique s’explique notamment par l’augmentation des besoins liés au numérique tels que le stockage, le traitement et la sécurisation d’un volume de données en forte croissance ou l’intelligence artificielle. La consommation électrique de ces centres de données a ainsi doublé en quatre ans, entre 2021 et 2025. Cette dynamique pourrait se poursuivre dans le cadre des investissements importants annoncés notamment lors du Sommet pour l'action sur l'intelligence artificielle de février 2025 ou l’événement Choose France de novembre 2025.  
 

Aujourd’hui, les puissances de raccordement de ces structures varient entre 40 à 240 MW pour un total de 770 MW à fin décembre 2025. Elles sont principalement situées en Ile-de-France. L’évolution de la consommation d’un nouveau centre de données est caractérisée par un délai de montée en charge avant l’atteinte de la puissance de fonctionnement nominale, qui peut par ailleurs être inférieure à la puissance de raccordement demandée initialement.  Ce délai est en général long avec un écart significatif entre la puissance utilisée et la puissance de raccordement souscrite, même après plusieurs années de fonctionnement. Le taux moyen d’utilisation de la puissance de raccordement pour les installations raccordées au réseau public de transport s’élève ainsi aujourd’hui à 22 %.

Le fonctionnement du système électrique nécessite un équilibre à chaque instant entre production et consommation d’électricité. Cet équilibre est assuré notamment grâce à la flexibilité des moyens de production pilotables dont l’hydraulique, le thermique et le nucléaire mais également via les contributions des flexibilités de consommation et de la flexibilité sur la production renouvelable (flexibilité à la baisse), qui tendent à se développer par ailleurs.

La courbe de consommation résiduelle est un indicateur permettant d’analyser les besoins de flexibilité du système. Elle correspond à la consommation qu’il reste à satisfaire par les moyens de production pilotables, une fois prises en compte les volumes de production renouvelable dite « fatale », c’est-à-dire à coût variable nul. Au cours des dernières années, le profil journalier de consommation résiduelle a fortement évolué, sous l’effet d’une part de la baisse du niveau de consommation et d’autre part du développement de la production renouvelable (notamment solaire et éolienne). Son niveau moyen a décru progressivement et sa forme s’est creusée en milieu de journée sous l’effet du volume important de production solaire photovoltaïque. La courbe de consommation résiduelle est désormais caractérisée par deux pointes courtes de quelques heures (le matin et le soir) et deux périodes de creux (l’après-midi et la nuit).

Cette déformation illustre le besoin et l’intérêt de développer des flexibilités supplémentaires, pour tirer pleinement parti de l’abondance de production décarbonée, notamment en milieu de journée. L’adaptation du profil de consommation au profil de production, ou « flexibilité de la demande », est un des leviers existants et représente un enjeu important dans la gestion d’un mix électrique avec une forte part d’énergies renouvelables. Elle consiste à positionner davantage de consommation lorsque la production décarbonée à faible coût (renouvelable et nucléaire) est abondante, réduisant la consommation pendant les heures où cette production est moins disponible.

En complément, le développement de la flexibilité sur la production, notamment la modulation de la production renouvelable (participation au mécanisme d’ajustement, encadrement de la dynamique d’arrêt lors des périodes de prix négatifs…) apparaît essentiel pour assurer l’exploitation du système électrique lors des périodes d’abondance de production (voir chapitres Production du Bilan Electrique 2025 et Consommation du Bilan Prévisionnel 2025).