Quelles sont les sources de production d’énergie en France et leurs innovations futures ?
Le paysage énergétique français évolue rapidement, entre nucléaire, hydraulique, solaire, éolien et technologies émergentes comme les petits réacteurs modulaires ou l’hydrogène. Selon RTE, la consommation électrique corrigée reste stable, à 451 TWh1[1] en 2025 (+0,4 % sur un an), mais pourrait atteindre 470 à 510 TWh en 2030 puis 505 à 580 TWh en 2035 selon le rythme d’électrification, ce qui suppose d’adapter les infrastructures de transport et de distribution. La France a produit 547,5 TWh d’électricité en 2025, avec une intensité carbone de 19,6 gCO2éq/kWh[2], l’un des niveaux les plus bas d’Europe : environ neuf fois plus faible que la moyenne de l’Union européenne élargie à la Suisse, la Norvège et le Royaume-Uni (178 gCO2éq/kWh).
Le nucléaire, toujours pilier du mix et en relance
Le nucléaire demeure le pilier du mix électrique français : 68,1 % de la production nationale en 2025 (373,0 TWh, +3 % sur un an selon RTE), un retour au niveau d’avant la crise de disponibilité du parc. La PPE3, publiée en février 2026, vise une production nucléaire annuelle comprise entre 380 et 420 TWh à l’horizon 2030-2035. Avec une stratégie combinant disponibilité du parc, prolongation des réacteurs existants (sous réserve des autorisations de l’ASN) et renouvellement progressif des capacités avec le programme de six réacteurs EPR2. L’EPR de Flamanville a été raccordé au réseau fin 2024.
Les renouvelables en forte accélération
L’hydraulique, première source d’électricité renouvelable en France, a produit 62,4 TWh en 2025 (11,4 % du mix), en repli après une année 2024 exceptionnelle, selon RTE. L’éolien a atteint 49,6 TWh (9,1 %, +6 % sur un an), porté surtout par la croissance du parc installé, malgré un vent peu favorable en 2025. Le solaire a franchi 32,9 TWh (+33 %), avec près de 6 GW[3] de capacités supplémentaires installées sur l’année.
| Source | Part dans la production française d’électricité (2025) | Atout principal | Innovation associée |
|---|---|---|---|
| Nucléaire | 68,1 % | Production pilotable | SMR* |
| Hydraulique | 11,4 % | Renouvelable pilotable (STEP*) | STEP* |
| Éolien | 9,1 % | Faibles émissions | Éolien flottant |
| Solaire | 6,0 % | Déploiement rapide | Panneaux à haut rendement |
* SMR : Small Modular Reactor, réacteur nucléaire de faible puissance.
* STEP : Station de Transfert d’Énergie par Pompage, à ne pas confondre avec une station d’épuration des eaux usées, qui partage le même acronyme.
Source : RTE, Bilan électrique 2025.
Les innovations qui vont redessiner la production
Les petits réacteurs modulaires (SMR)
Plus compacts et destinés à une fabrication en série, les SMR laissent entrevoir une production nucléaire plus flexible et décentralisée, un usage encore prospectif puisqu’aucun SMR n’est en exploitation en France. Le projet Nuward, filiale d’EDF initialement porté avec le CEA, TechnicAtome et Naval Group, a revu sa conception en 2024 au profit de technologies plus éprouvées et vise une commercialisation dans les années 2030, avec une première unité de référence envisagée en France ou ailleurs en Europe.
L’éolien flottant
Contrairement à l’éolien posé, les éoliennes flottantes permettent d’exploiter des zones maritimes plus profondes, notamment en Méditerranée, où les fonds marins sont trop profonds pour des fondations classiques. Trois fermes pilotes françaises illustrent cette filière naissante : Provence Grand Large, au large de Port-Saint-Louis-du-Rhône, en service depuis juin 2025 ; Eolmed, au large de Gruissan ; et les Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion, au large de Leucate et du Barcarès, ces deux dernières poursuivant leur déploiement en 2026.
L’hydrogène vert et bas-carbone
Produit par électrolyse à partir d’électricité renouvelable, l’hydrogène vert peut décarboner certains usages industriels ; produit à partir d’une électricité faiblement carbonée mais non exclusivement renouvelable, comme le nucléaire, on parle plutôt d’hydrogène bas-carbone. Au Havre, l’usine Siemens Gamesa fabrique pales et nacelles pour l’éolien en mer ; la zone portuaire accueille aussi des projets d’hydrogène renouvelable en développement, dont ceux de Lhyfe (mise en service annoncée pour 2028) et de Qair (déploiement prévu à partir de 2030). En Moselle, le projet Regalor (CNRS, Université de Lorraine) a détecté d’importantes concentrations d’hydrogène naturel, une ressource potentiellement majeure mais encore au stade exploratoire.
Le stockage de l’électricité
Les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), environ 5 GW en France selon EDF, restent la principale solution de stockage à grande échelle ; la PPE3 prévoit de nouvelles capacités hydrauliques à l’horizon 2035. Les batteries stationnaires connaissent une croissance rapide, avec la multiplication de projets raccordés aux réseaux français.
Une transformation qui repose aussi sur les infrastructures physiques
Cette transformation nécessite de nouvelles infrastructures : pylônes en haute tension, poteaux et postes pour la distribution. RTE estime à environ 100 milliards d’euros les investissements nécessaires sur quinze ans dans son Schéma de développement du réseau. Stradal conçoit des solutions béton pour le transport de l’énergie, des poteaux de distribution et des postes de transformation, au sein de l’ensemble de nos solutions énergie, pour accompagner cette modernisation.
L’avenir du système électrique dépendra autant de la diversité de ses sources que de la capacité des infrastructures à les raccorder et les sécuriser sur le long terme.
[1] Térawattheure
[2] Kilowattheure
[3] Gigawattheure