Ligne électrique reliant Aigueblanche à Saint-André. (©RTE/Seignette-Lafontan)
Le gestionnaire de réseau RTE a présenté ce 22 juillet son bilan électrique du 1er semestre 2025 et les perspectives sur la sécurité d’approvisionnement en électricité cet été en France métropolitaine.
Une demande d'électricité relativement stable
De janvier à fin juin 2025, la consommation d'électricité en France métropolitaine s'est élevée à 230,8 TWh : elle est ainsi restée quasiment « stable » par rapport au 1er semestre 2024 (230,2 TWh).
La demande reste toutefois « inférieure à son niveau pré-crise sanitaire (6 à 7 % en deçà de la moyenne des années 2014 à 2019) », précise RTE, malgré les nombreux appels à une électrification accélérée dans le cadre de la transition énergétique.
Cette dynamique d'électrification est en effet compensée par le fait « qu'au moins une partie des actions de réduction de la consommation et des réorganisations de l’activité économique ayant fait suite aux crises se sont pérennisées ».
Puissance moyenne hebdomadaire appelée sur le réseau électrique en France métropolitaine au 1er semestre 2025 et en comparaison avec les années précédentes (source : RTE).
Une forte progression de la production nucléaire
Côté production, la part des filières bas carbone « se maintient au niveau historiquement élevé atteint en 2024 », soit à près de 95% au cours du premier semestre 2025 (« en progression de 0,4 point par rapport à la même période l’année précédente »).
Dans le détail, les productions hydroélectriques et éoliennes ont jusqu'ici sensiblement reculé en 2025 (- 17,4% et - 8,6% par rapport au 1er semestre 2024), en raison de « conditions météorologiques moins favorables » que l'an dernier.
La production solaire a en revanche très fortement progressé au cours des 6 premiers mois de l'année : « + 28,8 % par rapport au premier semestre 2024, représentant + 3,5 TWh, grâce à des conditions d’ensoleillement sensiblement meilleures sur le début de l’année 2025 qu’elles ne l’avaient été au cours du premier semestre 2024 et à la poursuite du développement du parc installé ».
Mais c'est du parc nucléaire qu'est venue la plus forte hausse de production, avec une croissance de 4,3 TWh liée à une meilleure disponibilité du parc (72,9% au 1er semestre 2025) et à la montée en charge de l'EPR de Flamanville (qui a permis de produire environ 0,6 TWh durant ses tests).
Production d’électricité en France par filière, au cours du premier semestre, entre 2014 et 2025 (source : RTE).
Grâce à cette forte production bas carbone, la France a été exportatrice nette tous les mois vers ses pays voisins, avec un solde exportateur total de 37,6 TWh sur la période, soit le niveau le plus élevé jamais atteint après le 1er trimestre 2024 (+ 42,7 TWh).
Une hausse de 44% du prix moyen de l'électricité
Sur les marchés spot européens, RTE note une augmentation significative des prix de l'électricité entre le 1er semestre 2024 et le 1er semestre 2025 : « le prix français s’est établi en moyenne à 66,7 €/MWh au cours de la période (+ 44 % par rapport au prix moyen du S1 2024), retrouvant des valeurs proches de celles de 2023 ».
Cette hausse, particulièrement sensible durant les mois de janvier et février, est liée à « plusieurs épisodes de froid mais surtout au niveau élevé des prix du gaz et des quotas de CO2 en raison de la baisse rapide des stocks de gaz en Europe, de la baisse de la production d’énergies renouvelables et des tensions géopolitiques », précise le gestionnaire de réseau.
Le prix spot français est « tout de même resté parmi les plus faibles d’Europe, avec le prix espagnol ». Les prix à terme français (notamment pour livraison l'année suivante) sont en revanche en forte baisse (comme en Espagne), contrairement aux autres pays européens, compte tenu là-encore de « l'abondance de la production française, qui a retrouvé des niveaux proches de ceux d’avant-crise, et du faible niveau de consommation ».
Autant d'heures à prix négatifs au 1er semestre 2025 que durant toute l'année 2024
Fait notable : les épisodes de prix négatifs continuent d'augment fortement en France. Au 1er semestre 2025, 363 heures étaient concernées (soit environ 8 % du temps), contre 235 heures au 1er semestre 2024 (361 heures sur l'ensemble de l'année 2024) et seulement 53 heures au 1er semestre 2023. En Espagne, le nombre d'heures à prix négatifs a même atteint 459 heures au cours des 6 premiers mois de 2025.
Ces prix négatifs, notamment liées à la croissance de la production solaire durant des heures de faible demande, restent « souvent très faiblement négatifs, comme au cours des années précédentes » (entre - 1 €/MWh et - 0,01 €/MWh dans 58% des cas), précise RTE.
Le gestionnaire de réseau souligne également que les écrêtements de production renouvelable pendant ces périodes de prix spot négatifs ont augmenté, « passant de 1,1 TWh au premier semestre 2024 (pour l’éolien et le solaire combinés) à 2 TWh au premier semestre 2025 » en France.
Quid de cet été ?
À conditions normales de saison, RTE anticipe une pointe hebdomadaire d'appel de puissance « relativement stable autour de 52 GW au cours de la première partie de l’été avec une baisse d’environ 5 GW courant août, qui traduit l’effet des congés estivaux sur la consommation des ménages et des entreprises » (avec un creux potentiel d'environ 29 GW la nuit en août).
Il est rappelé que la climatisation et la ventilation peuvent avoir un impact significatif au-dessus de 25°C de température extérieure, « estimé entre 0,7 et 1 GW de consommation supplémentaire pour chaque degré de température supplémentaire dans des conditions caniculaires ».
Avec notamment une bonne disponibilité du parc nucléaire (environ 40 GW comme en juin), des stocks hydrauliques à « un niveau satisfaisant » et le développement des autres filières renouvelables, le gestionnaire de réseau estime qu'il « n’existe par conséquent pas d’inquiétude en matière de disponibilité de l’offre en électricité pour la suite de l’été 2025 ».
