Malgré une demande toujours inférieure à son niveau pré-crise, le système électrique français affiche en 2025 une production abondante, décarbonée et compétitive. Dans son bilan prévisionnel et son bilan annuel, le gestionnaire du réseau estime que les conditions sont désormais réunies pour accélérer l’électrification de l’économie. L’essai est à portée de câble, manque plus qu’à le transformer.

Le verre à moitié plein. C’est, en substance, la lecture que propose RTE dans son bilan électrique 2025. La consommation française d’électricité reste stable – 451 TWh, soit +0,4 % par rapport à 2024 corrigée de la météo – mais elle reste 6 % en dessous de la moyenne observée entre 2014 et 2019.
Plusieurs raisons à cela. Les grands consommateurs raccordés au réseau de transport ont vu leur demande reculer de 1,7 % en 2025, chimie en tête. Au total, leur consommation reste inférieure de 13 % à son niveau pré-crise.

Pourtant, l’électrification progresse, mais lentement. Les véhicules purs électriques représentent 19,9 % des ventes neuves en 2025, contre 16,8 % en 2024. Dans le résidentiel, la consommation liée aux pompes à chaleur a dépassé 10 térawattheures (TWh) en 2023, c’est un peu moins de 3 % de la consommation énergétique des logements.

Les grands chiffres de l’électricité en France en 2025 / Infographie : Révolution Énergétique.

Un difficile sevrage des énergies fossiles

Malgré cela, les énergies fossiles couvrent encore 90 % de la consommation énergétique des transports et 43 % du chauffage résidentiel (68 % dans le tertiaire). Au total, elles représentent 56 % de la consommation finale d’énergie en France, contre 27 % pour l’électricité. Selon RTE, le rythme actuel ne permet pas d’atteindre les objectifs climatiques fixés pour 2030.

En miroir, l’offre est solide. La production d’électricité a atteint 547,5 TWh en 2025 (+1,5 %) et 95,2 % de cette production est bas-carbone. Le nucléaire a retrouvé un niveau proche de celui de 2019, à 373 TWh, grâce à l’amélioration de la disponibilité du parc. Le solaire a bondi de 33 % sur un an, dépassant pour la première fois (en puissance installée) l’hydroélectricité. En énergie, l’hydroélectricité reste devant, avec son meilleur facteur de charge.

La consommation de fossiles, elle, poursuit son recul et atteint son niveau le plus bas depuis près de 75 ans. L’intensité carbone moyenne de l’électricité française s’établit à 19,6 grammes de dioxyde de carbone par kWh (gCO₂/kWh), l’une des plus faibles d’Europe. Les émissions liées à la production électrique tombent à 10,9 mégatonnes d’équivalent CO2 (MtCO₂éq). Pour RTE, ça change la donne : le principal levier de réduction des émissions ne réside plus dans la décarbonation de l’électricité, mais dans la substitution des usages fossiles par des usages électriques.

Un avantage compétitif qui se chiffre en carbone, prix et balance commerciale

Cette abondance de production bas-carbone se traduit sur les marchés. Les prix Spot se sont stabilisés autour de 61 €/MWh, bien en deçà des pics atteints en 2022. Les prix à terme chutent et convergent vers les prix spot, fini l’épisode de contango. Surtout, la France bénéficie d’écarts de prix (spreads) intéressants avec l’Allemagne ou l’Italie, signe d’une compétitivité maintenue sur les prix de l’électricité. Les marchés anticipent des prix durablement inférieurs aux coûts variables des centrales à gaz, reflet d’un mix dominé par des moyens à faible coût marginal. L’ordre de mérite (merit order) change.

Nous l’avions écrit, 2025 marque un nouveau record d’exportations. Le solde net atteint 92,3 TWh en 2025 soit 17 % de la production nationale, une sacrée performance. La France reste le premier exportateur net d’électricité en Europe. La valorisation nette rapporte 5,4 milliards d’euros contre, à l’inverse, 53 milliards d’euros déboursés en 2025 pour importer les fossiles.

À fin novembre 2025, environ 30 GW de droits d’accès au réseau étaient sécurisés pour de nouveaux usages : 14 GW pour des centres de données, 9,5 GW pour des unités de production d’hydrogène et 6,5 GW pour l’électrification de sites industriels existants ou nouveaux. Près de la moitié de ces capacités pourraient entrer en service entre 2025 et 2029. Balle à main, l’essai est presque marqué. L’électricité est décarbonée. Manquera plus qu’à (ne pas) buter sur l’électrification pour la faire décoller.

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La filière hydrolienne française va peut-être retrouver des couleurs. La troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), publiée le 12 février inscrit officiellement un appel d’offres de 250 MW pour l’hydrolien, à attribuer d’ici 2030. Une annonce félicitée par les partenaires du projet FloWatt, qui doit immerger 16 hydroliennes au Raz Blanchard, en Normandie.

Pour la filière des énergies marines renouvelables, l’inscription de ce modeste appel d’offres à la PPE3 est une bouffée d’air frais. Un soulagement exprimé notamment par les acteurs du projet FloWatt, qui prévoit d’installer 17 MW de puissance au Raz Blanchard (Manche), à travers 16 hydroliennes fabriquées par HydroQuest. Thomas Jalquier, son président, salue « une avancée capitale pour la filière et un signal positif envoyé aux investisseurs et industriels ». « Avec 250 MW alloués, nous pouvons poursuivre notre trajectoire de déploiement à la fois compétitive et créatrice d’emplois », explique-t-il par communiqué.

De l’hydrolien à 160 € le mégawattheure

Le chantier du projet FloWatt, première ferme hydrolienne de grande puissance développée en France, doit démarrer courant 2026 pour une mise en service prévue fin 2028. Le prix de vente plafond de sa production électrique est fixé à 160 €/MWh (base 2024). Au Raz Blanchard, la ferme bénéficiera d’un des courants marins les plus puissants d’Europe. Ainsi, l’installation produira chaque année l’équivalent de la consommation électrique de 20 000 habitants, selon ses concepteurs. Le bouclage financier du projet est attendu en 2026. FloWatt deviendrait alors la ferme hydrolienne la plus puissante jamais déployée dans le monde.

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Les petits réacteurs nucléaires sont à la mode. Small is beautiful ? Oui, si l’on considère ce florilège de concepts tous plus petits les uns que les autres. Et dont certains sont si petits qu’on peut les transporter par avion. Et c’est ce que vient de démontrer l’armée américaine.

Nous relations dans nos colonnes l’étonnant eVinci de Westinghouse, un réacteur à cœur solide de 15 MW, destiné à alimenter des petits quartiers en électricité et en chaleur. Ici, c’est le concept de Valar Atomics dont nous allons parler, et en particulier de son modèle phare, le Ward250.

De prime abord, l’architecture du réacteur reste dans le domaine du connu : un réacteur à haute température (HTR, un concept de Génération IV), à caloporteur hélium et modérateur graphite. Le combustible s’y présente sous la forme de petites particules (dites « TRISO »).

Viser la production de masse par des réacteurs de plus en plus petits

Mais Valar Atomics, avec son modèle Ward250, vise un segment particulier : celui des micro-réacteurs. Sa puissance serait en effet au maximum de quelques mégawatts. Un petit réacteur qu’il est prévu de produire par milliers d’exemplaires dans une grande usine, de type gigafactory, de sorte à en baisser le coût par la production de masse.

Un réacteur de très petite puissance, cela implique également la possibilité de ne l’employer qu’à l’échelle de micro-réseaux, c’est-à-dire pour des sites isolés, ou mal interconnectés. Valar Atomics évoque ainsi la possibilité d’alimenter en électricité et en chaleur à haute température des sites industriels isolés, ou encore des datacenters, dont les importants besoins énergétiques se heurtent de plus en plus aux capacités du réseau électrique.

Vers des applications militaires

Mais la première réalisée dernièrement par l’armée américaine nous met sur la piste d’un autre usage. Le 15 février 2026, démarre l’opération Windlord. Elle implique trois C-17 Globemaster III, des avions de transport militaire lourd du constructeur McDonell Douglas (aujourd’hui Boeing). Et ces avions ont transporté les huit modules qui constituent le Ward250. Le transport s’est effectué entre la base de March en Californie et la base d’Hill, dans l’Utah.

Cette opération a été effectuée dans le cadre du Nuclear Reactor Pilot Program du Department of Energy américain. Ce programme vise à améliorer la résilience de l’infrastructure énergétique des États-Unis. Et notamment de celle qui sert à alimenter les bases militaires. Et l’on imagine bien, effectivement, que la capacité à déployer rapidement, par avion, des centrales nucléaires, participe à améliorer la résilience de ces bases en réduisant leur dépendance au réseau électrique. Une manière de parer à toute éventualité.

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