22,1 % en juin 2025, le solaire passe devant nucléaire, éolien, gaz et charbon, ce que révèle Ember sur l’Europe

L’énergie solaire a pris la tête de la production électrique européenne en juin 2025, avec 22,1 % du total, selon les données du centre de réflexion britannique Ember. Cette progression place le photovoltaïque devant le nucléaire, l’éolien, le gaz et le charbon sur un mois marqué par un ensoleillement élevé et par la hausse rapide des capacités installées. Au 23 juillet 2026, cette donnée reste un repère important pour comprendre la transformation du système électrique européen.

Ember chiffre le solaire européen à 22,1 % en juin 2025

Le rapport publié par Ember décrit une séquence inédite dans le mix électrique européen. En juin 2025, les panneaux photovoltaïques ont assuré 22,1 % de l’électricité produite dans l’Union européenne. Ce niveau mensuel place le solaire devant toutes les autres sources, une situation longtemps jugée difficile à atteindre dans un système historiquement dominé par le nucléaire, le charbon, le gaz et l’hydraulique.

Cette performance tient à deux facteurs principaux. Le premier relève de la météo, avec un ensoleillement important dans plusieurs pays du sud, du centre et de l’ouest du continent. Le second s’explique par l’accumulation de nouvelles installations, chez les particuliers, sur les bâtiments commerciaux, dans les centrales au sol et sur les parkings équipés d’ombrières. Le solaire ne dépend plus seulement de projets isolés, il forme désormais une composante industrielle du réseau européen.

La portée du chiffre doit être lue avec prudence. Il s’agit d’un résultat mensuel, non d’une moyenne annuelle. Le photovoltaïque produit davantage au printemps et en été, tandis que sa contribution baisse nettement pendant les mois les plus sombres. Mais le passage en tête sur un mois entier marque une étape statistique, car il montre que les volumes installés permettent désormais au solaire de concurrencer les moyens de production les plus établis lorsque les conditions sont favorables.

Cette évolution modifie aussi la lecture économique du marché électrique. Lorsque la production solaire est abondante à la mi-journée, les prix de gros baissent fortement, parfois jusqu’à devenir très faibles sur certaines plages horaires. Les consommateurs équipés d’outils de pilotage peuvent en tirer parti, notamment pour la recharge des véhicules électriques, l’eau chaude ou certains usages industriels flexibles. Pour les producteurs, cette situation rend les revenus plus variables et renforce l’intérêt des contrats à long terme.

Allemagne, Espagne et Italie tirent la production photovoltaïque

La progression européenne repose d’abord sur les grands marchés nationaux. L’Allemagne conserve un rôle central grâce à un parc solaire massif, installé à la fois sur les toitures résidentielles, les bâtiments agricoles, les entrepôts et les grandes centrales. Le pays bénéficie d’une politique de soutien ancienne, qui a créé une filière structurée, des installateurs nombreux et une bonne familiarité du public avec l’autoconsommation.

L’Espagne occupe une place différente, portée par un niveau d’ensoleillement très élevé et par de vastes projets au sol. Les grandes centrales y produisent des volumes importants à coût compétitif, notamment dans les régions intérieures. Cette dynamique attire les industriels cherchant une électricité moins chère et moins exposée aux variations du gaz. Les contrats directs entre producteurs renouvelables et entreprises, souvent appelés PPA, se multiplient dans ce contexte.

L’Italie complète ce trio avec un marché plus fragmenté, mêlant toitures urbaines, installations agricoles et centrales de taille intermédiaire. Le pays dispose d’une forte ressource solaire, mais les procédures administratives et les contraintes foncières pèsent sur certains projets. Malgré ces limites, les volumes installés progressent, stimulés par les prix de l’électricité observés depuis la crise énergétique et par la volonté des ménages de réduire leur exposition aux factures.

Les Pays-Bas illustrent un autre modèle. Malgré une surface réduite et un climat moins favorable, le pays a fortement développé les panneaux sur les toitures, les serres et les infrastructures existantes. Cette densité d’équipement montre que la ressource solaire ne dépend pas seulement du climat. Elle dépend aussi des règles de raccordement, de la capacité des installateurs, des incitations financières et de l’acceptation locale. Les différences nationales expliquent pourquoi l’Europe avance à plusieurs vitesses, tout en suivant une tendance commune de hausse des capacités.

Nucléaire, éolien et gaz reculent dans le classement mensuel

Le passage du solaire en tête ne signifie pas que les autres sources disparaissent du système. Le nucléaire reste une base importante dans plusieurs pays, notamment en France, où il fournit une production régulière et pilotable. Mais sur le mois étudié, sa part relative a été dépassée par le photovoltaïque. Cette situation révèle un changement d’échelle, puisque la production solaire, longtemps marginale, peut désormais rivaliser avec des parcs construits sur plusieurs décennies.

L’éolien conserve également un rôle majeur, mais sa production varie avec les régimes de vent. En juin, les conditions peuvent être moins favorables que durant l’hiver, période où les vents sont souvent plus soutenus en mer du Nord et sur les façades atlantiques. Cette complémentarité saisonnière est l’un des arguments avancés par les gestionnaires de réseau, car le solaire et l’éolien ne produisent pas au même moment ni avec les mêmes profils horaires.

Le gaz a perdu du terrain dans la production électrique européenne depuis la crise des prix et la réduction de la dépendance aux importations russes. Les centrales au gaz restent utiles pour ajuster rapidement l’offre à la demande, surtout le soir, lorsque la production solaire baisse. Leur modèle économique devient néanmoins plus complexe, car elles fonctionnent moins d’heures, tout en restant nécessaires lors des pointes de consommation ou des épisodes météo défavorables.

Le charbon, de son côté, poursuit son recul dans la plupart des pays européens, même si certaines centrales restent mobilisables en période de tension. La montée du solaire accentue cette baisse, car chaque mégawattheure photovoltaïque produit en journée réduit le besoin d’appeler des moyens fossiles. Le bénéfice climatique dépend toutefois du moment où l’électricité est disponible. Lorsque le soleil décline, l’équilibre doit être assuré par d’autres sources, par l’hydraulique, par les interconnexions ou par le stockage.

Réseaux et stockage deviennent prioritaires pour Bruxelles

La montée du solaire fait émerger une nouvelle priorité technique: le stockage. Une partie croissante de la production arrive au même moment, souvent entre la fin de matinée et le milieu d’après-midi. Sans solution pour déplacer cette énergie vers le soir, les prix chutent et certains producteurs peuvent être contraints de réduire leur injection. Les batteries, les stations de transfert d’énergie par pompage et le pilotage de la demande deviennent donc des outils centraux.

Les réseaux électriques doivent aussi absorber des flux plus décentralisés. Les anciennes architectures étaient conçues pour transporter l’électricité depuis de grandes centrales vers les consommateurs. Le photovoltaïque inverse parfois cette logique, avec des quartiers, des zones commerciales ou des exploitations agricoles qui injectent localement. Cette évolution impose des renforcements de lignes, des transformateurs adaptés et des outils numériques capables de suivre la tension en temps réel.

La Commission européenne pousse les États membres à accélérer les investissements, car les retards de raccordement deviennent un frein visible. Dans plusieurs pays, des développeurs de projets doivent attendre des mois, parfois davantage, avant de connecter leurs installations. Les collectivités locales demandent aussi plus de visibilité, car l’implantation de centrales au sol peut susciter des tensions autour du foncier, de la biodiversité et des paysages. La planification devient donc aussi importante que le financement.

Les batteries stationnaires commencent à modifier les pratiques, notamment près des centrales solaires et dans les zones industrielles. Elles permettent de stocker une partie de l’électricité produite à bas coût pour la restituer lors des pics du soir. Les véhicules électriques peuvent également jouer un rôle, si la recharge est pilotée vers les heures les plus solaires. Les industriels électro-intensifs observent ces signaux avec attention, car une électricité abondante en journée peut renforcer l’intérêt de déplacer certaines opérations vers les créneaux les moins chers.