En 2025, la France métropolitaine a produit 547,5 TWh d’électricité et en a consommé 446,1 TWh en données brutes. Son solde exportateur a atteint un record de 92,3 TWh. Plus de 95 % de cette production était décarbonée. Après les tensions de 2022, le pays dispose donc à nouveau d’un système électrique abondant. RTE estime que cet épisode de surcapacité devrait encore durer deux à trois ans.
Cette marge annuelle masque cependant un système beaucoup plus serré à certaines heures. La CRE évalue à plus de 160 GW la puissance de production potentielle, mais à environ 90 GW seulement la capacité disponible lors des pointes. La consommation a justement atteint 88 GW au maximum en 2025. Le nucléaire connaît des arrêts programmés, le solaire varie avec l’heure et les productions éolienne et hydraulique avec les conditions météorologiques. Une grande quantité d’énergie disponible sur l’année ne dispense donc ni de capacités pilotables ni d’interconnexions.
Les prix révèlent ce décalage temporel. La France a connu 513 heures de prix spot négatifs en 2025, contre 179 heures par an en moyenne entre 2010 et 2020. Elle a aussi connu 1 807 heures au-dessus de 100 €/MWh, contre 606 en moyenne sur cette même période. L’électricité peut être surabondante au milieu d’une journée ensoleillée et redevenir chère quelques heures plus tard lorsque la consommation monte et que les productions variables diminuent.
Ce nouveau régime arrive alors que la consommation ne redémarre guère. Corrigée de la météo et du calendrier, elle atteignait 451 TWh en 2025, presque autant qu’en 2024 et encore environ 6 % sous son niveau d’avant les crises. Surtout, l’électricité ne représentait que 27 % de la consommation finale d’énergie en France métropolitaine en 2024, contre environ 56 % pour le pétrole, le gaz et le charbon. L’abondance électrique coexiste donc avec une économie encore largement alimentée par des combustibles fossiles.
C’est là que se situe la capacité sous-utilisée. Une voiture électrique, une pompe à chaleur ou un four industriel électrifié augmentent la consommation d’électricité, mais peuvent réduire davantage encore la consommation totale d’énergie et les émissions en remplaçant un moteur thermique, une chaudière ou du gaz industriel. Les importations françaises de combustibles fossiles ont coûté 53 milliards d’euros en 2025, contre une valorisation nette de 5,4 milliards pour les exportations d’électricité. Exporter reste utile, mais substituer durablement une production nationale bas-carbone aux combustibles importés offre un débouché d’une autre ampleur.
RTE chiffre l’écart entre les trajectoires. Une électrification rapide porterait la consommation à 510 TWh en 2030 puis 580 TWh en 2035. Une trajectoire plus lente n’atteindrait que 470 puis 505 TWh. Dans ses simulations, la première permet à la fois une décarbonation plus rapide et une diminution du coût complet de l’électricité rapporté aux volumes consommés. Les investissements existants sont mieux utilisés lorsque davantage d’usages peuvent en bénéficier.
Les projets existent, mais leur réalisation constitue désormais un goulot d’étranglement. Plus de 200 projets industriels représentant près de 33 GW ont demandé un raccordement au réseau haute tension. RTE estime que la concrétisation d’environ la moitié des projets identifiés pourrait suffire à atteindre les objectifs de décarbonation. Une place dans une file de raccordement ne consomme pourtant aucun mégawattheure : financement, commandes industrielles, débouchés et délais de réseau décideront lesquels de ces projets fonctionneront réellement.
Le réseau représente une partie tangible de la contrainte. RTE prévoit 94 milliards d’euros d’investissements d’ici 2040 pour renouveler et transformer le transport d’électricité, dont 8 milliards spécifiquement consacrés à l’électrification des usages. L’opérateur modifie aussi les procédures de raccordement pour éviter que des projets peu mûrs immobilisent durablement de la capacité au détriment de ceux prêts à investir. Le volume de demandes ne garantit donc pas l’électrification, mais il montre que le manque de débouchés n’est pas une fatalité technique.
Absorber davantage d’électricité ne suffira pas si les nouveaux usages accentuent les mauvaises heures. La consommation résiduelle se creuse déjà au milieu de la journée sous l’effet du solaire puis remonte le matin et le soir. Recharge des véhicules, eau chaude, froid, électrolyse et certains procédés industriels peuvent déplacer une partie de leur activité. Dès octobre, une expérimentation menée auprès de 6 600 clients résidentiels testera des prix plus élevés aux pointes hivernales et moins élevés entre 11 heures et 17 heures l’été. Les renouvelables participent aussi davantage à l’ajustement du système : fin 2025, près de 5,6 GW d’éolien et de solaire pouvaient être mobilisés sur ce mécanisme.
Cette abondance ne justifie pas pour autant d’ajouter indéfiniment des capacités sans regarder la demande. La CRE estime que les projets renouvelables déjà engagés, et même des développements supplémentaires à court terme, restent favorables aux consommateurs malgré une consommation constante. À plus longue échéance, poursuivre plusieurs années une forte croissance de la production sans électrification ni flexibilité augmenterait les coûts et les besoins de pilotage. RTE aboutit à un arbitrage voisin : ralentir temporairement certaines nouvelles capacités est possible, mais reste économiquement moins efficace qu’accélérer l’électrification, et un frein trop durable fragiliserait les filières nécessaires après la période actuelle de surcapacité.
La France dispose déjà d’un avantage observable : le prix spot moyen français s’est établi à 61,1 €/MWh en 2025, inférieur à celui de tous les pays limitrophes. L’Espagne s’en rapproche rapidement grâce à son propre développement bas-carbone, rappelant que les exportations françaises ne peuvent être le seul débouché d’une production croissante. La capacité décisive consiste désormais à transformer l’électricité disponible en mobilité, chaleur et production industrielle décarbonées, sans déplacer le problème vers les pointes.
Le test est mesurable. Si la consommation électrique se rapproche des 510 TWh envisagés pour 2030 tandis que l’usage des combustibles fossiles, leurs importations et les émissions diminuent, la surcapacité actuelle aura servi de rampe d’électrification. Si la demande reste proche de 450 TWh et que se multiplient simultanément les heures de prix négatifs et les besoins coûteux aux pointes, le rythme des nouvelles capacités devra être réexaminé. La France a quelques années pour convertir une abondance temporaire en avantage durable.