Les analyses saisonnières

Perspectives pour l’été 2025 

La situation pour l’été 2025 est très favorable en matière de disponibilité de la production et de couverture des besoins en électricité : 

1. Les pointes de consommation au cours de l’été devraient ainsi atteindre au maximum de l’ordre de 60 GW, en cas de canicule.
2. La disponibilité prévisionnelle du parc nucléaire se situe à des niveaux similaires à ceux de l’année dernière (environ 40 GW en juin et pour la suite de l’été), même si un certain nombre de réacteurs sont traditionnellement en maintenance à cette période de l’année.
3. Les stocks hydrauliques et de gaz se situent à des niveaux satisfaisants pour la saison. La disponibilité des centrales thermiques et hydrauliques est proche de celle observée l’année dernière.
4. Le développement des énergies renouvelables contribue à augmenter l’offre d’électricité bas-carbone en France et dans les pays voisins. 

Sur la base des éléments connus à date, il n’existe par conséquent pas d’inquiétude en matière de disponibilité de l’offre en électricité pour la suite de l’été 2025. Le niveau de production est suffisant et le système électrique apparaît largement en mesure de faire face aux besoins d’électricité même en cas d’épisodes intenses de canicule et de sécheresse. 

La période de canicule observée sur la fin du mois de juin et le début du mois de juillet conforte cette analyse. Au cours de cet épisode ayant conduit à des niveaux de température records ou proches des records pour la période, la consommation a atteint un peu moins de 60 GW, quelques réacteurs nucléaires ont connu des limitations de production mais la France est restée globalement exportatrice sur tous les épisodes et disposait encore de marges significatives pour assurer la sécurité d’approvisionnement. 

Dans la continuité de la situation observée depuis le printemps 2024, la France devra gérer au cours de l’été des épisodes de forte abondance de la production électrique bas-carbone à coûts faibles ou nuls (nucléaire, hydraulique, éolien, solaire) par rapport à une consommation électrique encore faible tant que les projets d’électrification ne se concrétisent pas. 

Dans ces situations, l’ensemble de la production bas-carbone en France est amené à moduler sa production à la baisse en réaction aux prix de marché : le parc hydraulique pilotable (réservoirs lacs ou STEP), le parc nucléaire – exploité pour moduler en fonction des prix de marché et qui ajuste donc sa production à la baisse dans l’après-midi et durant le week-end –, et de manière croissante l’éolien et le solaire, qui écrêtent leur production en période de prix négatifs. 

Ces situations ne sont pas nouvelles mais leur fréquence et leur ampleur tendent à s’accroître, conduisant également à devoir faire évoluer les règles de coordination de l’équilibrage du système. Avec la mise en place progressive de nouvelles dispositions au cours des derniers mois et dans les mois à venir, RTE va disposer de nouveaux leviers pour faciliter et assurer cet équilibrage du système à tout instant : participation directe des parcs éoliens en mer au mécanisme d’ajustement via des amendements de leur dispositif de soutien, obligation de participation des parcs d’énergies renouvelables au mécanisme d’ajustement à partir du 1er janvier 2026, etc. Les évolutions en cours des règles doivent se poursuivre afin d’adapter pleinement l’exploitation du système électrique au nouveau contexte électrique et optimiser son fonctionnement. 

Dans ce contexte, RTE réaffirme l’intérêt d’accélérer dès à présent le développement de la flexibilité de la demande en déplaçant de la consommation lors des périodes d’abondance de production en milieu de journée, de manière à bénéficier de prix de gros de l’électricité très bas sur ces périodes et à éviter les pertes de production d’électricité bas-carbone.