La France a gaspillé 10 % de son électricité solaire en 2025

Au premier semestre 2025, la France a perdu 2 000 GWh d’énergie renouvelable, soit l’équivalent de 450 000 foyers alimentés pendant un an. Ce gaspillage, deux fois plus élevé qu’en 2024, traduit un déséquilibre croissant entre production et consommation. Le pays se retrouve désormais face à un choix : accepter une hausse des coûts publics ou une chute des revenus pour les producteurs.

À retenir

• 10 % de la production solaire et 8 % de l’éolienne inutilisées, soit 2 TWh perdus.
• La capacité moyenne écartée atteint 5,2 GW, avec des pics jusqu’à 12 GW.
• 363 heures de prix négatifs en 2024, soit 8 % du temps de marché.
• La France ne dispose que de 1 GW de stockage par batterie, contre 61 GW en Europe.
• RTE prévoit un surcoût de 7 à 10 % sans nouvelles solutions de flexibilité.
• Le parc solaire dépasse désormais l’éolien, atteignant 26,4 GW installés.

Le gaspillage énergétique de l’année n’est pas un simple incident : il révèle un déséquilibre structurel entre une production renouvelable en forte hausse et une consommation nationale qui plafonne. Alors que le parc photovoltaïque vient de franchir les 26 GW installés, la demande reste inférieure de 6 à 7 % au niveau d’avant‑Covid. Le parc nucléaire français, qui fournit une électricité décarbonée à plus de 95 %, manque de capacité de modulation rapide pour suivre le décalage horaire entre l’intermittence solaire (pic de 11 h à 15 h) et les besoins du soir (18 h‑20 h). Ce fossé oblige le réseau de transport à couper une partie de l’énergie produite, provoquant un écrêtage massif et une multiplication des prix négatifs sur le marché de gros.

Gâchis énergétique : chiffres et causes

Au premier semestre 2025, la France a dû renoncer à environ 10 % de la puissance solaire et 8 % de la production éolienne théoriquement disponibles. Ces pertes représentent 2 TWh, soit 2 000 GWh, que RTE compare à la consommation annuelle de 450 000 foyers. Cette surcapacité, qui double le taux d’écrêtage de 2024 et le multiplie par dix par rapport à 2023, s’explique par plusieurs facteurs imbriqués.

Expansion photovoltaïque et stagnation de la demande

Le parc solaire français a atteint 26,4 GW à la mi‑2025, dépassant la capacité éolienne de 24,6 GW. Mais la consommation nationale reste stagnante, toujours 6 à 7 % en dessous du niveau de 2014‑2019. Ce décalage rend les surplus quasi inévitables, surtout lors des journées ensoleillées de faible consommation. Il en résulte un déficit de demande précisément au moment où les panneaux produisent le plus.

Rigidité du parc nucléaire et manque de flexibilité

Les réacteurs nucléaires français, malgré une excellente performance climatique, ne peuvent pas réduire ou augmenter leur puissance en quelques heures comme le nécessitent les variations des renouvelables. Ce manque de réactivité opérationnelle limite la capacité du système à absorber les pics de production solaire et éolienne. Il contribue directement à l’augmentation des volumes d’écrêtage imposés aux parcs renouvelables.

Décalage horaire et surcharge du réseau

Les pics de production solaire se situent entre 11 h et 15 h, alors que le pic de demande se concentre en début de soirée, entre 18 h et 20 h. Ce désalignement, conjugué à la rigidité d’une partie du réseau, oblige les opérateurs à réduire la production pour éviter les surcharges et garantir la stabilité de fréquence. Faute de solutions de stockage ou de pilotage de la demande à grande échelle, la réponse reste principalement l’arrêt temporaire des moyens renouvelables.

Prix négatifs et coût public

Ces épisodes d’excessive surcapacité se traduisent par une hausse marquée des périodes de prix négatifs sur les marchés de gros. En 2025, la France a déjà enregistré 363 heures de prix négatifs, soit environ 8 % du temps de cotation, contre 235 heures en 2024 et seulement 53 heures en 2023. Ce basculement rapide modifie en profondeur la rentabilité des installations renouvelables et la facture publique.

Impact financier sur les producteurs et l’État

Les producteurs bénéficiant d’une obligation d’achat sont indemnisés lorsque les prix chutent, y compris en territoire négatif. Cette garantie, conçue pour sécuriser l’investissement, a coûté à l’État environ 30 millions d’euros en 2024 et devrait encore augmenter en 2025 si la tendance se confirme. À l’échelle du système, RTE estime un surcoût global de 7 à 10 % en l’absence de nouvelles solutions de flexibilité, un niveau appelé à peser durablement sur les finances publiques.

Érosion des revenus des producteurs

La combinaison de prix négatifs récurrents et d’écrêtage sur des puissances de plus en plus importantes pourrait réduire les revenus annuels des producteurs de près de 20 milliards d’euros. Une telle pression remettrait en cause la viabilité économique d’une partie des projets solaires et éoliens. Elle risquerait également de ralentir les investissements nécessaires pour atteindre les objectifs de décarbonation du mix électrique fixés par la France et l’Union européenne.

Solutions et perspectives pour une transition durable

Pour limiter le gaspillage et sécuriser les revenus des acteurs, RTE met en avant trois leviers prioritaires : le stockage d’énergie, une plus grande flexibilité de la demande et un renforcement ciblé des interconnexions électriques avec les pays voisins. Leur déploiement conditionnera la capacité du système à intégrer durablement de nouvelles capacités renouvelables.

Stockage par batterie : un retard critique

La France dispose aujourd’hui d’une capacité de stockage par batteries (BESS) d’environ 1 GW, quand l’Europe totalise déjà 61 GW. Cette faiblesse limite l’absorption des surplus ponctuels de production solaire et éolienne et fragilise la résilience du système électrique. Le déploiement de nouvelles capacités de stockage, sur les nœuds les plus congestionnés du réseau, devient une condition pour réduire l’écrêtage et stabiliser les prix.

Flexibilité de la demande via FlexReady

Le programme FlexReady vise à mobiliser jusqu’à 2,5 GW de puissance modulable en incitant les consommateurs, particuliers comme industriels, à décaler certains usages. Ce pilotage, rendu possible par les compteurs communicants et des signaux tarifaires adaptés, permet de diminuer le recours aux coupures de production. Il ouvre aussi la voie à un véritable marché de la flexibilité de la demande, rémunérant les comportements vertueux.

Électrification massive des usages

La montée en puissance des usages électriques dans les transports, le chauffage et l’industrie est également présentée comme un levier majeur pour absorber les surplus bas‑carbone. Le bilan prévisionnel 2025‑2035 de RTE recommande d’accélérer l’électrification afin de mieux utiliser les parcs renouvelables existants et ceux à venir. À condition d’être accompagnée d’un pilotage intelligent, cette évolution peut transformer une partie du surplus actuel en avantage compétitif.

Interconnexion et exportations contrôlées

Avec 89 TWh d’exportations en 2024, la France s’est imposée comme l’un des grands exportateurs européens d’électricité. Mais les contraintes physiques du réseau, notamment lors des périodes de maintenance, pourraient forcer le pays à réduire ses ventes vers l’étranger. Un renforcement ciblé des interconnexions européennes permettrait de mieux écouler les excédents de production vers les zones déficitaires, limitant ainsi le recours aux coupures de production et aux prix négatifs.

La France se trouve à un moment charnière : sans investissements rapides dans le stockage, la flexibilité et les interconnexions, le gaspillage d’électricité renouvelable risque de se transformer en fardeau financier durable. Les leviers sont identifiés et la technologie est disponible ; reste à engager les moyens et les réformes nécessaires pour bâtir une transition énergétique à la fois efficace et durable.