L’éolien 2025 livre un résultat en trompe-l’œil : la filière terrestre progresse en puissance comme en production, l’éolien en mer bondit, et pourtant l’ensemble du renouvelable français recule légèrement sur l’année. Le panorama annuel de l’électricité renouvelable, arrêté fin décembre et publié cette semaine, permet de démêler ce paradoxe filière par filière.
Un parc qui grossit, une production qui recule
Premier enseignement : les filières vertes ont fourni l’équivalent de 33,2 % de l’électricité consommée en France métropolitaine sur l’année, tout en ne pesant que 27 % de la production électrique nationale. Ce taux de couverture record masque pourtant un tassement en volume : la production s’est arrêtée à 148 TWh, en retrait par rapport aux 150 TWh de l’année précédente, un recul imputé pour l’essentiel à l’hydroélectricité. Le détail figure dans le communiqué du gestionnaire du réseau de distribution.
La contradiction n’est qu’apparente. La consommation nationale a moins progressé que le parc installé, ce qui gonfle mécaniquement le taux de couverture, tandis qu’une année hydrologique moins généreuse a rogné les volumes. Côté capacités, la dynamique reste franche : toutes filières confondues — hydraulique, éolien, solaire et bioénergies — le parc atteignait environ 84,3 GW à la fin de l’année. La progression sur douze mois dépasse 7,2 GW, dont 5,9 GW pour le seul photovoltaïque, contre 0,9 GW pour l’éolien terrestre et 0,4 GW pour l’éolien en mer.
Ces chiffres ne sont pas ceux d’un acteur isolé : le panorama est copiloté par le Syndicat des énergies renouvelables, RTE, Enedis et l’Agence ORE, quatre producteurs de données qui consolident chacun une partie du système. Le gestionnaire du réseau de transport aboutit au même constat de recul relatif, la part renouvelable dans la production étant passée de 27,9 % à 27 % d’une année sur l’autre.
Éolien terrestre : la première filière renouvelable du pays
En production, l’éolien terrestre reste devant le solaire. Son parc totalisait 23 870 MW à la fin de l’année, après une croissance de 883 MW sur douze mois. Sa production annuelle atteint 43,9 TWh, soit une progression de 2,5 % sur un an. De quoi couvrir 9,8 % de la consommation métropolitaine en moyenne sur douze mois.
Le gestionnaire de réseau retient un ratio très légèrement supérieur — une couverture de 10,0 % rapportée aux besoins du pays — l’écart tenant au périmètre retenu par chacun pour mesurer la consommation. Sur le volume, en revanche, les deux sources convergent : le redressement est chiffré à +1,1 TWh d’une année sur l’autre, comme le montrent les données de production du bilan électrique annuel.
Ce redressement mérite d’être relativisé : une hausse de production de cet ordre, pour une puissance installée qui progresse à peine moins vite, traduit surtout un retour à des conditions de vent normales, pas un saut de performance technologique. Le vrai sujet de la filière terrestre est ailleurs — dans le renouvellement du parc existant. Nous avons documenté comment le repowering fait mécaniquement baisser les prix des appels d’offres, et comment la simplification administrative du renouvellement des parcs conditionne la capacité de la filière à tenir son rythme sans multiplier les nouveaux sites.
Éolien en mer : la seule filière en croissance forte
C’est la filière qui change le plus vite, en partant de très bas. Sa puissance installée s’établit à 1 919 MW, après un ajout de 415 MW sur l’année. La montée en régime des parcs récents produit un effet de rattrapage spectaculaire : la production grimpe à 5,7 TWh, en hausse de 43,3 %. Le bilan du gestionnaire de transport confirme l’ordre de grandeur, avec un gain chiffré à +1,7 TWh sur l’exercice.
Rapportée à l’éolien terrestre, la filière marine reste modeste : elle produit encore environ huit fois moins d’électricité. Mais c’est la seule dont la trajectoire officielle prévoit un véritable changement d’échelle. Le ministère de la Transition écologique l’écrit noir sur blanc : la programmation pluriannuelle de l’énergie 2026-2035 prévoit de nouveaux appels d’offres visant 15 GW raccordés à l’horizon 2035, puis 18 GW en 2037. Plus loin encore, l’objectif est d’avoir attribué 26 GW cumulés d’ici 2030-2031, pour viser 45 GW en service en 2050. La trajectoire complète est détaillée sur la page ministérielle consacrée à l’éolien en mer.
Passer d’un parc installé de moins de deux gigawatts à quinze en une décennie suppose un rythme de mise en service sans précédent dans l’histoire industrielle française du secteur — et un réseau capable d’absorber cette production côtière.
Ce que ces chiffres disent du système électrique
Le recul du renouvelable n’a pas dégradé le bilan carbone national, parce que le nucléaire a compensé. La production métropolitaine totale s’est élevée à 547,5 TWh. Dans cet ensemble, l’électricité bas-carbone — nucléaire et renouvelables réunis — a signé un maximum historique à 521,1 TWh. Soit une part de 95,2 % pour l’ensemble des kilowattheures sortis des centrales métropolitaines : un record que nous avons analysé dans notre article sur le mix électrique bas-carbone et les exports records.
Le moteur de cette compensation est identifié. L’atome revient à un étiage comparable à celui d’avant-crise, avec 373,0 TWh, en progression de 11,3 TWh. À l’inverse, l’hydraulique a lourdement décroché, avec 12,9 TWh de moins qu’une année précédente exceptionnellement pluvieuse, tout en restant conforme à sa moyenne historique à 62,4 TWh. Le décrochage hydraulique explique donc à lui seul l’essentiel du recul renouvelable : ce ne sont ni l’éolien ni le solaire qui ont faibli.
Deux conséquences en découlent. D’abord, charbon et gaz continuent de s’effacer : les centrales fossiles n’ont fourni que 18,7 TWh, contre 20,0 TWh un an plus tôt, un plancher inédit depuis 1952. Ensuite, l’excédent part à l’export : le solde net a atteint 92,3 TWh en faveur des exportations, dépassant les 89 TWh de l’année précédente pour signer un deuxième record consécutif.
L’écrêtement, nouveau point de friction pour la filière
Produire davantage ne sert à rien si le système ne peut pas absorber la production. Le régulateur pointe une dérive nette : le volume écrêté pendant les heures où le prix de gros passe sous zéro a doublé en un an pour approcher 3 TWh, dont 1,3 TWh imputables à l’éolien terrestre et 1,6 TWh au photovoltaïque.
Autrement dit, une partie de l’électricité éolienne produite n’est plus injectée, faute de demande au moment où le vent souffle. C’est le revers de la croissance du parc solaire qui a franchi le seuil des 30 gigawatts — un parc désormais crédité de 30 438 MW après 5 941 MW raccordés en un an, quand l’hydraulique reste stable à 25 747 MW. Les deux filières variables se concurrencent aux mêmes heures. Ce constat renvoie directement à l’enjeu de l’électrification des usages, dont le rythme reste insuffisant comme le montre le nouveau tableau de bord de l’électrification, et à la capacité du réseau à encaisser les pointes, un sujet documenté dans notre analyse de la sécurité d’approvisionnement estivale.
Ce qu’il faut surveiller dans les mois qui viennent
La trajectoire officielle de l’éolien est désormais asymétrique, et c’est le point le plus structurant du dossier. Le régulateur retient un rythme terrestre stabilisé à 1,3 GW par an, sans accélération prévue, tandis que la mer concentre l’effort : deux appels d’offres sont attendus dans l’année pour un total compris entre 9,5 et 11,5 GW.
Le terrestre est donc calé sur un rythme de croisière, quand l’offshore absorbe l’investissement. Pour les acteurs du bâtiment et les collectivités, l’implication concrète est que les gisements de valeur se déplacent : moins vers l’implantation de nouveaux mâts terrestres, davantage vers le renouvellement des parcs existants, le raccordement et la flexibilité de la demande. Notre guide complet des énergies du futur replace cet arbitrage dans l’ensemble du mix en préparation.
Pour un particulier, l’effet de ces arbitrages est indirect mais réel. Une production éolienne abondante aux heures creuses tire les prix de gros vers le bas, parfois jusqu’au territoire négatif ; c’est ce qui rend progressivement rentables le pilotage de la consommation, la recharge décalée d’un véhicule électrique ou le stockage domestique. À l’inverse, chaque térawattheure écrêté est de l’électricité décarbonée payée mais non consommée, dont le coût finit par se retrouver dans les charges de service public répercutées sur les factures.
Le second point de vigilance est le calendrier de raccordement. Un parc en mer attribué aujourd’hui ne produira pas avant plusieurs années, le temps des études, des recours et de la construction des liaisons sous-marines. L’écart entre la puissance attribuée et la puissance effectivement raccordée est donc le vrai indicateur à suivre — bien plus que les annonces d’appels d’offres, qui ne préjugent ni des délais ni des volumes finalement mis en service.
Questions fréquentes
Quelle part de l’électricité française l’éolien couvre-t-il ?
Pour la filière terrestre, la couverture annuelle de la consommation métropolitaine s’établit à 9,8 %. Le gestionnaire du réseau de transport, qui retient un périmètre légèrement différent, aboutit pour sa part à 10,0 % des besoins du pays. L’éolien en mer s’y ajoute, avec une production encore bien plus faible.
Pourquoi la production renouvelable a-t-elle baissé alors que le parc grandit ?
Parce que le recul vient de l’hydraulique, pas de l’éolien ni du solaire. Les barrages ont produit 12,9 TWh de moins qu’une année précédente exceptionnellement pluvieuse, tout en restant dans leur moyenne historique. Sur la même période, le parc renouvelable a pourtant gagné plus de 7,2 GW de puissance installée.
Quels sont les objectifs de l’État pour l’éolien en mer ?
Ils sont fixés par la programmation pluriannuelle de l’énergie. De nouveaux appels d’offres doivent porter le parc raccordé à 15 GW en 2035, puis 18 GW en 2037. À plus long terme, 26 GW cumulés doivent avoir été attribués d’ici 2030-2031, dans la perspective de 45 GW en service en 2050.
