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Résumé :
- Un creux plus marqué à midi : L’écart moyen entre la production nucléaire française de midi et celle du soir (période avril-septembre) a été multiplié par près de huit en six ans, passant de 582 MW en 2019 à 4 426 MW en 2025.
- Un nouveau rythme de production : La modulation annuelle du parc pilotable national a plus que doublé, atteignant 33 TWh en 2025 (soit environ 9 % d’une production nucléaire totale de 373 TWh), contre 15 TWh en 2019.
- Des importations opportunistes : Lors des 129 heures d’importation nette en 2025, la France a capté une énergie transfrontalière bon marché à un prix moyen de 33 €/MWh, la moitié de ces heures s’étant négociée à prix négatifs.
- Le pivot ibérique : Les échanges interfrontaliers avec l’Espagne ont atteint un quasi-équilibre en 2025 (7,6 TWh d’exportations contre 7,4 TWh d’importations), portés par une concentration des flux entrants au printemps.
- Un solde exportateur historique : Malgré ces ajustements horaires, la France a enregistré un record annuel net de 92,3 TWh d’exportations, restant exportatrice pendant 98,5 % des heures de l’année.
Pendant une grande partie des dernières décennies, le modèle énergétique français a reposé sur une logique de production de base linéaire. Les capacités pilotables maintenaient un niveau de puissance relativement homogène sur vingt-quatre heures, n’ajustant leur régime que durant la nuit pour suivre le fléchissement naturel de la consommation domestique.
Les données de la plateforme de transparence d’ENTSO-E, analysées par Ricardo/WSP Group et publiées par PV Magazine, mettent en lumière une modification profonde de ce rythme entre 2019 et 2025. La courbe de production française, traditionnellement plane en journée, dessine désormais un creux prononcé en milieu de journée. Cette inflexion coïncide directement avec le pic quotidien de la production photovoltaïque à l’échelle européenne. La réduction de puissance ne répond plus uniquement aux cycles nocturnes, mais s’aligne aussi sur l’abondance solaire de l’après-midi. L’enjeu pour le réseau interconnecté n’est pas d’opposer les sources d’énergie, mais de comprendre comment leur articulation transforme les mécanismes opérationnels et crée de nouvelles opportunités économiques.
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Quand les prix bas obligent le réseau à devenir plus flexible
Entre 2019 et 2025, le profil de production français a nettement changé. Si la trajectoire restait linéaire en 2019, l’année 2023 a amorcé une légère concavité, alors que le parc nucléaire se remettait encore des arrêts techniques liés aux problèmes de corrosion de 2022. En 2025, la trajectoire apparaît nettement concave, caractérisée par un fléchissement systématique entre 10h00 et 16h00 par rapport aux niveaux observés le matin et le soir.
L’écart physique moyen entre la séquence de mi-journée (10h00-16h00) et la pointe de consommation du soir (18h00-22h00), calculé sur la période s’étendant d’avril à septembre, témoigne de la rapidité du mouvement. Cet indicateur est passé de 582 MW en 2019 à 4 426 MW en 2025, soit une multiplication par près de huit.
Loin d’être un ajustement purement saisonnier ou estival, cette recherche de souplesse s’observe désormais en dehors des périodes de fort ensoleillement. Au premier trimestre 2026, un différentiel midi-soir d’environ 2 500 MW a été enregistré. Un tel volume s’avère particulièrement significatif pour une période hivernale en Europe du Nord-Ouest, moment où le gisement photovoltaïque régional tourne pourtant à son minimum annuel. La courbe s’est nettement creusée, signe d’un système qui intègre davantage les variations de production renouvelable à la mi-journée. L’optimisation des flux ne dépend plus prioritairement de la baisse de la demande nocturne, mais intègre pleinement la poussée solaire européenne de mi-journée.
L’opportunité des prix bas : la rationalité économique des importations de milieu de journée
En 2025, la France a établi un solde exportateur net historique de 92,3 TWh, se positionnant en flux sortants pendant 98,5 % des heures de l’année. Ce volume d’exportation, comparable à la consommation annuelle d’un pays comme la Belgique, montre que le système conserve une marge de manœuvre structurelle importante. L’observation des 129 heures d’importation nette enregistrées au cours de cette même année répond dès lors à un changement d’approche économique.
Durant ces séquences spécifiques, la production nationale pilotable s’est réduite en moyenne de 8,7 GW par rapport à sa moyenne annuelle, alors que cet écart était quasi nul en 2024. Ces phases d’importation ne semblent donc pas traduire un déficit de capacité interne, mais plutôt une logique d’achat opportuniste face à des excédents renouvelables chez les voisins européens.
Le prix moyen de ces électrons importés s’est établi à 33 €/MWh en 2025, s’inscrivant comme le niveau le plus bas observé depuis l’ouverture des marchés de l’énergie. Environ la moitié de ces 129 heures s’est même négociée à des prix de gros négatifs, ce qui signifie que l’acheteur peut être rémunéré pour absorber une production excédentaire. L’importation s’analyse ainsi comme une manière de capter une électricité extérieure très compétitive, souvent liée à des excédents renouvelables disponibles chez les voisins européens, lorsque l’offre solaire transfrontalière dépasse la demande locale. Cette configuration redéfinit la perception des flux. Si l’importation historique était le symptôme d’une tension sur l’offre et de prix élevés, elle reflète aujourd’hui l’accès à une abondance à bas coût, permettant de préserver les actifs nationaux pour les pointes de consommation du matin et du soir, où les prix de gros demeurent plus élevés.
Ce que les frontières françaises révèlent sur la valeur du stockage
L’exemple espagnol
Jusqu’en 2021, les flux électriques entre la France et la péninsule ibérique transitaient de manière quasi permanente dans le sens nord-sud. Après une inversion temporaire liée à la crise énergétique de 2022, les échanges ont convergé vers un équilibre structurel depuis 2024. En 2025, le solde net interfrontalier ressort à seulement 0,2 TWh, matérialisé par 7,6 TWh d’exportations françaises face à 7,4 TWh d’importations.
Au-delà du volume global, c’est la répartition calendaire de ces flux qui s’avère instructive. Les flux entrants en provenance d’Espagne se concentrent principalement sur le trimestre allant de février à avril. Cette période correspond au moment où l’ensoleillement printanier espagnol engendre une forte production photovoltaïque, tandis que la demande locale liée au besoin de climatisation estivale n’a pas encore démarré. La frontière franco-espagnole illustre la manière dont un excès ponctuel de production solaire peut peser rapidement sur les équilibres de marché lorsque la flexibilité ne progresse pas au même rythme. Lorsque le stockage et la flexibilité locale ne suffisent pas à absorber ces volumes, une partie des excédents peut être exportée vers la France à bas prix. Cette dynamique se manifeste avant même que d’autres marchés européens n’aient atteint leurs objectifs de capacité installée à l’horizon 2030. Une dynamique comparable pourrait ainsi apparaître à d’autres frontières si la pénétration du solaire chez un pays interconnecté progresse plus rapidement que ses solutions de flexibilité.
Le contre-exemple italien
À l’inverse, l’interconnexion franco-italienne conserve des caractéristiques techniques différentes. La France a maintenu un flux exportateur net de 26,2 TWh vers l’Italie en 2025. Sur cette période, le prix de gros moyen italien s’est élevé à 116 €/MWh, contre 61 €/MWh sur le marché français, en raison d’un mix de production de la péninsule encore fortement dépendant du gaz naturel.
Cet écart de prix met en évidence l’impact économique des parcs renouvelables sur la compétitivité d’une zone de marché. La situation de la frontière italienne partage des similitudes avec la configuration de la frontière espagnole autour de l’année 2018. L’évolution de ces échanges au cours des prochaines années pourrait dépendre notamment du rythme des installations solaires en Italie, de la trajectoire du prix des combustibles fossiles et de la vitesse de déploiement des infrastructures de stockage par batterie.
| Frontière | Solde net 2025 | Prix de gros pays partenaire | Prix de gros France | Phase d’intégration solaire |
| France – Espagne | +0,2 TWh, quasi-équilibre | Non précisé dans la source | 61 €/MWh | Avancée, ajustements printaniers visibles |
| France – Italie | +26,2 TWh, export France | 116 €/MWh | 61 €/MWh | Intermédiaire, forte dépendance au gaz |
Stockage, batteries, demande : les leviers de flexibilité d’ici 2030
L’évolution du volume annuel de modulation en France, passé de 15 TWh en 2019 à 33 TWh en 2025, montre que le système s’adapte à de nouveaux paramètres d’exploitation. Ce volume représente désormais environ 9 % de la production nucléaire totale (373 TWh). Le pilotage doit intégrer simultanément une hausse des volumes d’énergie modulés à l’année et un déplacement horaire des périodes de variation de puissance vers le milieu de la journée.
En Europe du Nord-Ouest, le développement rapide du parc photovoltaïque allemand continue de modifier les flux commerciaux régionaux. L’apport régulier de nouvelles capacités de production renouvelable est susceptible d’intensifier ces dynamiques d’ajustement.
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La gestion équilibrée de ces variations repose sur la coordination de trois leviers complémentaires : le rythme d’installation des capacités solaires, le déploiement des solutions de stockage stationnaire (notamment les parcs de batteries) et le développement d’une demande flexible et interconnectée à l’échelle européenne. L’articulation de ces outils détermine l’aptitude des réseaux à optimiser les surplus de production. Le cas de la frontière franco-espagnole met en évidence qu’un décalage de trajectoire entre l’augmentation des capacités de production et le développement des infrastructures de stockage ou d’ajustement de la demande peut modifier rapidement les conditions d’équilibre d’un marché.
L’analyse du fonctionnement du système électrique entre 2019 et 2025 met l’accent sur une transformation systémique. Le déplacement des creux de production vers la mi-journée, l’apparition d’importations opportunistes à bas coût et la convergence des flux avec l’Espagne montrent que les énergies renouvelables contribuent désormais à reconfigurer l’architecture opérationnelle du réseau européen interconnecté. Ces évolutions s’inscrivent dans une logique d’intégration économique globale. À terme, l’extension des infrastructures de stockage local s’impose comme l’un des leviers techniques indispensables pour stabiliser ce modèle hybride à l’horizon 2030 et capter pleinement la valeur de cette électricité compétitive.
