Le mix électrique de l’Union européenne a basculé en 2025 : pour la première fois, le solaire et l’éolien combinés atteignent 30 % de la production d’électricité du continent, dépassant la part agrégée des combustibles fossiles (charbon et gaz) tombée à 29 %. C’est ce que documente le rapport European Electricity Review 2026 publié en janvier par le think tank Ember, référence du suivi du mix électrique européen.
Les chiffres clés du basculement européen
Selon les données consolidées par Ember, le solaire seul fournit désormais 13 % de l’électricité européenne avec 369 TWh produits en 2025, en croissance de plus de 20 % par rapport à 2024 — c’est la quatrième année consécutive de hausse à deux chiffres. L’éolien représente 17 % du mix, ce qui en fait la deuxième source d’électricité du continent, devant le gaz. Cumulées avec l’hydraulique et la biomasse, les énergies renouvelables atteignent 48 % de la production, contre 23 % pour le nucléaire.
| Source | Part dans le mix UE 2025 | Évolution clé |
|---|---|---|
| Éolien | 17 % | 2e source UE, devant le gaz |
| Solaire | 13 % | +20 % vs 2024 (369 TWh) |
| Hydraulique + biomasse | ≈ 18 % | Reculs hydro compensés |
| Nucléaire | 23 % | Stable |
| Gaz | ≈ 20 % | +8 % vs 2024 (compensation hydro) |
| Charbon | 9,2 % | Plus bas historique |
L’autre enseignement majeur du rapport est géographique : 14 États membres sur 27 produisent désormais plus d’électricité renouvelable que d’électricité fossile. Cinq pays — la Hongrie, Chypre, la Grèce, l’Espagne et les Pays-Bas — tirent plus de 20 % de leur mix électrique du seul solaire. La croissance solaire est documentée dans la totalité des 27 États membres en 2025, signe d’une diffusion technologique désormais complète sur le continent.
Sur la période 2020-2025, la part de l’éolien et du solaire dans le mix électrique européen est passée de 20 % à 30 %, soit dix points en cinq ans. Cette dynamique tient en grande partie à la chute des coûts d’investissement du photovoltaïque utilitaire et à l’amélioration continue des facteurs de charge éoliens, en particulier offshore.
Une facture de gaz qui pèse encore 32 milliards d’euros
Le rapport Ember rappelle que la trajectoire reste fragile. Le gaz a en effet progressé de 8 % en 2025 dans le mix électrique européen, principalement pour compenser une production hydraulique en repli sous l’effet de la sécheresse estivale. Conséquence : la facture d’importation de gaz dédiée au seul secteur électrique est remontée à 32 milliards d’euros, en hausse de 16 % par rapport à 2024. Cette dépendance résiduelle continue d’exposer les prix de gros européens aux tensions géopolitiques sur le marché du GNL.
C’est précisément l’argument économique qui structure désormais la défense politique de l’accélération renouvelable à Bruxelles : chaque térawattheure éolien ou solaire produit en Europe est un térawattheure de gaz importé en moins. La Commission européenne maintient un objectif de 42,5 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale brute en 2030, dont une majorité issue du secteur électrique.
La France à part : 95 % bas carbone, mais retard sur la dynamique solaire
La France occupe une position singulière dans ce panorama européen. Avec un mix électrique déjà à 95,2 % bas carbone en 2024 grâce au socle nucléaire et hydraulique, le pays n’a pas le même chemin à parcourir que ses voisins. L’électricité française a même contribué à un excédent net d’exportation de 89 TWh en 2024, soit 5,2 milliards d’euros de bénéfice commercial. Selon le bilan énergétique du SDES, l’indépendance énergétique nationale a atteint 61 % en 2024, son meilleur niveau depuis 1970 — un point déjà décrypté dans notre analyse du bilan énergétique français.
Mais ce confort historique masque un retard relatif dans la course solaire qui s’organise à l’échelle continentale. Le parc photovoltaïque français a certes franchi la barre des 30,4 GW fin 2025, dépassant pour la première fois l’hydraulique (25,7 GW) et atteignant 86 GW de parc renouvelable total avec un record annuel de 5,9 GW raccordés selon le baromètre Observ’ER de l’électricité renouvelable. Toutes ces données sont reprises dans notre décryptage du baromètre ENR 2025. À titre de comparaison, l’Allemagne installe désormais plus de 15 GW solaires par an, soit le double du rythme français. Surtout, aucun département français ne franchit encore la barre des 20 % de solaire dans son mix local, là où la Grèce, l’Espagne ou les Pays-Bas franchissent ce seuil à l’échelle nationale.
Ce décalage est également souligné par l’ADEME et le Syndicat des énergies renouvelables, pour qui la trajectoire actuelle ne permettra pas d’atteindre les 40 % d’électricité renouvelable visés à l’horizon 2030 sans accélération significative des appels d’offres et du raccordement.
Ce que ce basculement européen change pour les ménages français
L’irruption du solaire à grande échelle sur le continent produit déjà des effets très concrets sur les factures d’électricité françaises, pour qui sait les lire. Le premier signal est la multiplication des heures de prix négatifs sur le marché de gros : la Commission de régulation de l’énergie a recensé 513 heures de prix négatifs en France en 2025, soit près de 6 % du temps. Ces épisodes, presque toujours en milieu de journée et concentrés du printemps à l’automne, traduisent les surplus solaires européens qui débordent par les interconnexions.
Pour un foyer en autoconsommation, cette dynamique a deux conséquences principales :
- Le tarif d’achat du surplus continue de baisser, avec une chute de 12 % au deuxième trimestre 2026 sur les installations résidentielles ≤ 9 kWc, désormais rémunérées 4,00 c€/kWh.
- L’intérêt économique d’une batterie résidentielle ou d’un pilotage intelligent des usages (chauffe-eau, recharge VE, lave-linge) se renforce nettement, l’autoconsommation directe valant désormais nettement plus que le surplus revendu.
Du côté des consommateurs au tarif réglementé, l’arrivée massive du solaire européen exerce une pression baissière en milieu de journée et une pression haussière le soir, lorsque le réseau bascule sur le gaz pour combler la pointe. C’est exactement ce que la nouvelle tarification dynamique entrée en vigueur en 2026 valorise, avec 835 heures à prix plancher prévues sur l’année à compter de juillet.
Stockage et flexibilité : la prochaine bataille
L’autre conséquence du record européen est la pression accrue sur les besoins de flexibilité. Lorsque la production solaire dépasse 30 % à midi sur certaines plaques régionales, le réseau doit pouvoir absorber, déplacer ou écrêter ces volumes. C’est dans ce contexte que le déploiement du stockage stationnaire s’accélère partout en Europe : la France elle-même a franchi en 2026 le cap symbolique des 600 MW de batteries de réseau industrielles, portées par les principaux opérateurs nationaux.
Pour suivre ces sujets dans la durée, deux ressources de fond sont disponibles sur Orelni Énergie : le guide complet sur les énergies du futur couvre l’ensemble du panorama production-stockage-réseau, tandis que le guide autoconsommation solaire détaille la mécanique économique pour les particuliers.
Le rapport Ember reste prudent sur la trajectoire : sans accélération du stockage, des interconnexions et de la flexibilité de la demande, les surplus solaires européens conduiront à des taux d’écrêtement croissants — déjà observés en Grèce, où plus d’un quart de la production photovoltaïque potentielle a dû être écrêtée en 2025 faute de débouchés. La même logique s’imposera en France lorsque la part solaire franchira un nouveau palier au début des années 2030.
Perspectives 2026-2030 : vers une nouvelle hiérarchie des sources
La tendance documentée par Ember devrait se poursuivre en 2026. La trajectoire d’installation solaire annuelle en Europe se maintient au-dessus de 50 GW, et plusieurs grands projets éoliens offshore entreront en service entre 2026 et 2028, notamment en Allemagne, aux Pays-Bas et au Royaume-Uni. Les prévisionnistes du secteur anticipent un dépassement durable de la barre des 30 % d’éolien plus solaire dès 2026, avec un objectif crédible autour de 35 % à l’horizon 2027.
Pour la France, l’enjeu se déplace : il ne s’agit plus seulement de décarboner un mix déjà très propre, mais de maintenir la compétitivité des prix à long terme face à des voisins solaires qui exporteront de plus en plus d’électricité aux heures où le pays consomme. Le rythme du solaire français, le déploiement du stockage et la modernisation du réseau de distribution deviennent dans ce contexte des sujets aussi stratégiques que l’investissement nucléaire.
Le solaire dépasse-t-il vraiment le gaz dans le mix UE en 2025 ?
Oui, en additionnant solaire et éolien (30 % du mix), le total dépasse la somme charbon + gaz (29 %) selon Ember. Le solaire seul (13 %) reste néanmoins encore en dessous du gaz pris isolément, mais l’éolien (17 %) est désormais devant le gaz comme deuxième source d’électricité européenne après le nucléaire et l’hydraulique.
Pourquoi la France n’apparaît pas dans le top 5 solaire UE ?
Le classement Ember est exprimé en part du solaire dans le mix national. Avec 30,4 GW de parc photovoltaïque pour environ 530 TWh de consommation, la France reste sous la barre des 10 % de mix solaire, alors que des pays plus petits comme la Hongrie, Chypre ou la Grèce dépassent 20 %. La France conserve toutefois un avantage absolu grâce à son socle nucléaire qui pèse environ 70 % du mix.
Faut-il acheter une batterie résidentielle pour profiter de cette dynamique européenne ?
L’arbitrage devient effectivement plus favorable en 2026 : le tarif d’achat du surplus solaire ≤ 9 kWc a baissé à 4 c€/kWh, alors qu’un kWh autoconsommé évite environ 22 c€/kWh d’électricité réseau facturée sur l’option base. Une batterie correctement dimensionnée et un pilotage des usages flexibles (ECS, VE, électroménager) permettent de tirer parti des heures de prix négatifs et de sécuriser la rentabilité d’une installation neuve.
Cette progression des renouvelables s’accompagne d’une nouvelle demande electrique qui s’accelere : les data centers dedies a l’IA vont doubler leur consommation mondiale d’ici 2030 (485 a 950 TWh selon le rapport AIE d’avril 2026), representant un defi inédit pour les reseaux electriques europeens qui devront absorber simultanement la croissance numerique et la transition energetique.
