Interconnexions : comment la France échange son électricité avec ses voisins
Une cinquantaine de lignes relient la France à ses voisins, et en 2025 elle a exporté un record de 92,3 TWh. Fonctionnement des échanges, rôle des prix, courant continu et grands projets : troisième volet de notre série.
Par Frédéric Vagner · Publié le
Le réseau électrique français ne s'arrête pas aux frontières. Une cinquantaine de lignes le relient à ses voisins : la Belgique, le Luxembourg, l'Allemagne, la Suisse, l'Italie, l'Espagne et le Royaume-Uni. Par ces liaisons, la France exporte et importe de l'électricité à chaque instant, si bien qu'une partie des kilowattheures produits dans la vallée du Rhône finit par éclairer Milan, Londres ou Munich.
En 2025, la France a battu son record historique d'exportations. Comment fonctionnent ces échanges ? Qui décide du sens des flux ? Et quels sont les grands projets en cours ? Troisième volet de notre série sur le réseau électrique.
Pourquoi relier les réseaux entre eux ?
Les premières interconnexions européennes datent des années 1950 et 1960. À l'époque, l'idée était surtout la solidarité : si une grande centrale tombait en panne dans un pays, ses voisins pouvaient l'aider immédiatement. Aujourd'hui, les raisons sont multiples :
- La sécurité d'approvisionnement : un pays en difficulté peut importer, plutôt que de couper ses consommateurs.
- Les économies : à chaque instant, on utilise les centrales les moins chères d'Europe, où qu'elles se trouvent.
- Le foisonnement : le vent ne souffle pas partout en même temps, les pointes de consommation ne surviennent pas à la même heure, et les parcs de production sont complémentaires (nucléaire français, hydraulique suisse et alpin, éolien du nord, solaire ibérique).
- La décarbonation : l'électricité bas carbone française peut remplacer de l'électricité produite au gaz ou au charbon chez les voisins.
Tout le réseau de l'Europe continentale fonctionne de façon synchrone, à la même fréquence de 50 Hz, du Portugal à la Pologne et de la Grèce au Danemark. C'est l'un des plus grands systèmes électriques interconnectés au monde.
La France, carrefour électrique de l'Europe
Au centre de l'Europe de l'Ouest et forte d'un parc nucléaire important, la France occupe une place particulière. Ses interconnexions représentent une capacité de l'ordre de 20 gigawatts dans chaque sens, soit l'équivalent de la production de 15 à 20 réacteurs nucléaires.
En 2025, selon le bilan électrique de RTE, la France a affiché un solde exportateur net de 92,3 TWh, record absolu, devant celui de 2024 (89 TWh). Ce volume correspond à environ 17 % de sa production, et il a rapporté de l'ordre de 5,4 milliards d'euros. Le solde a été positif chaque mois de l'année, avec un record mensuel de 10,5 TWh en décembre.
La France joue aussi un rôle de pays de transit : selon RTE, environ 15 % de ses exportations ont fini dans des pays qui ne lui sont pas frontaliers. Une grande partie de l'électricité exportée vers la Suisse, par exemple, est réexportée vers l'Italie ou l'Allemagne.
Ce n'est pas toujours le cas : en 2022, l'arrêt de nombreux réacteurs pour des problèmes de corrosion et une sécheresse historique avaient fait de la France un importateur net, pour la première fois depuis plus de quarante ans. Les interconnexions avaient alors permis de passer l'hiver sans pénurie.
Frontière par frontière
Belgique et Luxembourg
Plusieurs lignes 400 kV et 225 kV relient le nord de la France à la Belgique. Cette frontière fait partie de la zone dite « Europe du Centre-Ouest », la plus intégrée du marché européen.
Allemagne
Les liaisons passent principalement par l'Alsace et la Lorraine. Les flux varient beaucoup selon la production éolienne et solaire allemande : la France exporte quand le vent manque outre-Rhin, et importe parfois quand l'Allemagne connaît des surplus renouvelables.
Suisse
La Suisse est une plaque tournante : avec ses grands barrages, elle stocke et restitue de l'énergie, et elle transmet une grande partie de l'électricité reçue vers ses voisins.
Italie
L'Italie est structurellement importatrice et l'un des principaux débouchés de la France. Les lignes franchissent les Alpes, et une liaison souterraine en courant continu de 190 kilomètres, Savoie-Piémont, est venue renforcer les capacités : elle relie le poste de Grande-Île, en Savoie, à Piossasco, près de Turin, en empruntant notamment la galerie de sécurité du tunnel routier du Fréjus.
Espagne
Historiquement, la péninsule Ibérique est une « île électrique », faiblement reliée au reste de l'Europe à cause des Pyrénées. La liaison souterraine en courant continu entre Baixas (Pyrénées-Orientales) et Santa Llogaia (Catalogne), mise en service en 2015, a doublé les capacités d'échange, avec 2 000 MW. Fait notable : l'Espagne est le seul voisin vers lequel la France a été importatrice nette ces dernières années, grâce à l'abondance du solaire espagnol.
Royaume-Uni
Les échanges passent par des câbles sous-marins ou sous la Manche : IFA (2 000 MW, en service depuis 1986), IFA2 (1 000 MW, mise en service en janvier 2021) et ElecLink (1 000 MW), qui emprunte le tunnel sous la Manche.
Courant alternatif ou courant continu ?
La plupart des lignes frontalières terrestres sont des lignes classiques en courant alternatif, qui prolongent naturellement le réseau. Mais pour les longues distances sous-marines ou souterraines, on utilise le courant continu à haute tension (CCHT, ou HVDC en anglais). En courant alternatif, un long câble enterré ou immergé se comporte comme un énorme condensateur et perd l'essentiel de sa capacité de transport au-delà de quelques dizaines de kilomètres. Le courant continu n'a pas ce problème.
À chaque extrémité, une station de conversion transforme le courant alternatif en continu, puis le continu en alternatif. Autre avantage : le courant continu permet de relier des réseaux qui ne sont pas synchronisés entre eux, comme ceux de la Grande-Bretagne ou de l'Irlande, et de contrôler précisément la puissance qui transite.
Qui décide du sens des flux ?
On pourrait croire que ce sont les gouvernements ou les gestionnaires de réseau qui décident des échanges. En réalité, ce sont surtout les prix.
Chaque jour, les bourses européennes de l'électricité organisent une enchère pour le lendemain. Les marchés des différents pays sont couplés : un algorithme commun calcule, pour chaque créneau, les prix dans chaque zone et les échanges qui maximisent l'intérêt collectif, dans la limite des capacités disponibles. L'électricité circule ainsi des zones où elle est bon marché vers celles où elle est chère. Quand les interconnexions ne sont pas saturées, les prix des pays voisins convergent ; quand elles le sont, les prix divergent.
Le rôle des gestionnaires de réseau comme RTE est de calculer, chaque jour, la capacité d'échange réellement disponible à chaque frontière, en tenant compte des travaux, de l'état du réseau et de la sécurité. Sur la zone Centre-Ouest, ce calcul se fait de façon coordonnée selon une méthode dite « flow-based », qui modélise la manière dont l'électricité se répartit physiquement sur toutes les lignes. La réglementation européenne impose en outre de mettre à disposition du marché au moins 70 % de la capacité des lignes concernées, objectif que la France s'efforce d'atteindre.
Une subtilité : l'électricité ne suit pas les contrats
Un échange commercial entre la France et l'Italie ne passe pas forcément par la frontière franco-italienne. Physiquement, l'électricité emprunte tous les chemins disponibles, selon les lois de la physique : une partie peut transiter par la Suisse ou l'Allemagne. Ces flux de bouclage compliquent la gestion des réseaux. Pour les maîtriser, RTE et ses voisins utilisent des transformateurs déphaseurs, qui permettent d'orienter une partie des flux sur une ligne donnée, comme celui d'Arkale, à la frontière espagnole.
Les grands projets en cours
Le Golfe de Gascogne
Ce projet phare doit relier le poste de Cubnezais, près de Bordeaux, à Gatica, près de Bilbao, par une liaison en courant continu d'environ 400 kilomètres, en grande partie sous-marine. Avec une capacité de 2 000 MW supplémentaires, il doit porter les échanges avec l'Espagne à environ 5 000 MW. Reconnu projet d'intérêt commun européen, il bénéficie de financements de l'Union, et sa mise en service est attendue vers la fin de la décennie.
Le Celtic Interconnector
Première liaison directe entre l'Irlande et le continent européen, le Celtic Interconnector reliera la Bretagne (poste de La Martyre, dans le Finistère) au sud de l'Irlande, près de Cork. Long de 575 kilomètres, dont environ 500 kilomètres sous la mer, il pourra transporter 700 MW, de quoi alimenter environ 450 000 foyers. Les travaux à terre ont été achevés côté irlandais au printemps 2026, et la pose du câble sous-marin est en cours.
Le renforcement des capacités existantes
RTE prévoit aussi d'augmenter la capacité de lignes existantes, notamment vers la Belgique, l'Allemagne et la Suisse. Selon son schéma décennal de développement du réseau, la France joue un rôle de pays de transit dans tous les scénarios étudiés jusqu'en 2040.
Les interconnexions font-elles monter nos prix ?
C'est une critique fréquente : en reliant la France au marché européen, ne paierait-on pas l'électricité au prix allemand ou italien ? La réalité est plus nuancée. Les prix convergent quand les lignes ne sont pas saturées, ce qui peut faire monter les prix français lorsque nos voisins sont en tension. Mais les échanges profitent aussi aux consommateurs français : ils permettent d'éviter de construire des centrales de pointe coûteuses, de sécuriser l'hiver lors des années difficiles comme 2022, et de valoriser les surplus nucléaires et solaires. RTE souligne que la France n'a pas bradé son électricité : valorisés aux prix des pays destinataires, les volumes exportés en 2025 représenteraient près de 9 milliards d'euros.
Questions fréquentes
Peut-on savoir d'où vient l'électricité que l'on consomme ?
Physiquement, non : sur un réseau interconnecté, les électrons de toutes les origines se mélangent. En revanche, RTE publie en temps réel les échanges à chaque frontière, et l'on peut constater que la France est exportatrice la plupart du temps. Les offres « vertes » des fournisseurs reposent, elles, sur des garanties d'origine : un système de certificats qui assure qu'une quantité équivalente d'électricité renouvelable a été produite quelque part en Europe.
Une panne chez un voisin peut-elle provoquer une coupure en France ?
C'est possible, et c'est la contrepartie de la solidarité. Un incident grave dans un pays peut se propager, comme en novembre 2006. Mais les gestionnaires de réseau européens coordonnent étroitement leurs actions et disposent d'automatismes de protection pour isoler une zone en difficulté. Dans l'immense majorité des cas, les interconnexions aident bien plus qu'elles ne mettent en danger.
Pourquoi l'Espagne reste-t-elle peu reliée ?
Les Pyrénées constituent un obstacle physique et environnemental : construire des lignes aériennes dans des massifs protégés est très difficile à faire accepter. C'est pour cette raison que les nouvelles liaisons passent sous terre ou sous la mer, en courant continu, ce qui coûte beaucoup plus cher. L'Union européenne fixe pourtant à ses États membres des objectifs de capacité d'interconnexion, que la péninsule Ibérique peine à atteindre.
Ce qu'il faut retenir
- Une cinquantaine de lignes relient la France à sept voisins, pour une capacité de l'ordre de 20 GW dans chaque sens.
- En 2025, la France a exporté un record de 92,3 TWh nets, soit environ 17 % de sa production.
- Les flux sont déterminés par les prix, via le couplage des marchés européens, dans la limite des capacités calculées par les gestionnaires de réseau.
- Les liaisons longues, souterraines ou sous-marines, utilisent le courant continu.
- Le Golfe de Gascogne et le Celtic Interconnector sont les deux grands chantiers en cours.
Dans le prochain épisode : comment le réseau est organisé sur le territoire, des postes sources aux îles non reliées au continent.
