Électricité en France

Le graphique ci-contre fait ressortir, en dehors de l'essor du nucléaire au cours des années 1980 et 1990 et de l'apparition récente de l'éolien et du solaire, deux faits marquants moins connus : la stagnation de la production depuis 2005 et l'impact très marqué des crises sur la demande d'électricité : en 2009, la production a baissé de 6,7 % et en 2020 de 7 %.

En 2020, la production nette[n 2] d'électricité a chuté à 500,1 TWh, en baisse de 7 % par rapport à 2019. C'est le niveau de production le plus bas depuis vingt ans, conséquence directe de la diminution de la consommation d’électricité en France et en Europe. La part des énergies renouvelables atteint 23,4 % de l’énergie électrique totale, en forte hausse : la production éolienne progresse de 17,3 %, la production solaire de 2,3 % et la production hydraulique de 8,4 %. La production nucléaire baisse de 11,6 % et la production thermique fossile de 10,6 %[y 1].

En 2019, la production nette d'électricité s'est élevée à 537,7 TWh, en baisse de 2 % ; les énergies renouvelables (hydraulique, solaire et éolien) en ont fourni plus de 20 %, malgré une baisse de la production hydraulique de plus de 12 % par rapport à 2018, grâce à la forte progression de la production éolienne (+21,2 %) et de la production solaire(+7,8 %). La baisse de la production hydraulique et nucléaire entraîne une hausse de la production thermique à combustible fossile de 9,8 % malgré un très fort recul de la production des centrales à charbon : -72 %. La part du nucléaire est de 70,6 %[x 1].

En 2018, la production nette s'est élevée à 548,6 TWh, en forte hausse : +3,7 % ; les énergies renouvelables ont bénéficié de conditions particulièrement favorables et ont représenté 22,7 % de la production totale, contre 18,5% en 2017 ; le redressement de la production d'origine nucléaire (+3,7 %) et la forte hausse de la production hydraulique (+27,5 %) ont entraîné une moindre mobilisation des moyens thermiques à combustible fossile (-26,8 %)[z 1] ; la part du nucléaire s'est élevée à 71,7 %[z 2]. Environ 90 % de l’électricité est produite par des sources bas carbone (nucléaire et renouvelables)[3].

RTE publie des statistiques de production nette (après déduction des consommations propres des centrales) :

Faits marquants :

• les variations de la production des centrales nucléaires découlent des variations du taux de disponibilité du parc nucléaire (par exemple : prolongations des arrêts pour maintenance durant l'été 2012, arrêts de plusieurs réacteurs pour contrôles sur injonction de l'ASN en 2016 et 2017, impact sur le calendrier de maintenance des centrales lors de l'épidemie de Covid-19 en 2020[6]) ;
• la production des centrales hydrauliques fluctue fortement d'une année à l'autre selon l'abondance des précipitations : +26,8 % en 2012, +18,7 % en 2013, -9,7 % en 2014, -13,7 % en 2015, -16,3 % en 2017, +27,5 % en 2018, -12,1 % en 2019 ;
• la production des centrales thermiques à combustible fossile sert de terme de bouclage ; en 2017, la baisse de la production nucléaire de 1,3 % et celle de 16,3 % de l'hydroélectricité ont nécessité un recours important à la production d’origine thermique fossile : +20 %, et à l'inverse, en 2018, la hausse du nucléaire et de l'hydraulique a fait baisser le thermique fossile de 26,8 % ;
• la production issue des sources d’énergies renouvelables hors hydraulique progresse rapidement ; en 2017, la production éolienne progresse de 14,8 % et celle du solaire de 9,2 %, en 2018 : +15,3 % et +11,3 %, en 2019 : +21,2 % et +7,8 % ;
• la mise en place du dispositif ARENH en juillet 2011. Jusqu’en 2014, plus de 15 % de la production nucléaire était rachetée dans ce cadre à EDF par les fournisseurs alternatifs ; la forte baisse des prix sur les marchés de gros de l’électricité, passés sous le tarif fixé dans le cadre de l’ARENH, a causé l'effondrement de ces achats en 2015 et leur disparition en 2016, puis une brusque augmentation du niveau de souscription à ce produit depuis 2017[g 1].

La puissance électrique renouvelable s'est accrue de 2 039 MW, dont 1 105 MW d'éolien et 820 MW de solaire, atteignant 55 906 MW fin 2020. Le parc éolien atteint 17 616 MW au 31 décembre 2020, en progression de 1 105 MW, alors que 2 200 MW par an seraient nécessaires pour atteindre l'objectif de 24 100 MW fixé pour 2023 par la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE). Le parc solaire s'est accru de 820 MW, alors qu'il faudrait 3 300 MW par an pour atteindre l'objectif de 20 100 MW en 2023 ; le parc solaire atteint 10 387 MW fin 2020. Le parc hydroélectrique atteint une puissance installée de 25 732 MW, en hausse de 28 MW. La filière bioénergies électriques atteint une puissance installée de 2 171 MW (+86 MW)[7]. Les retards constatés dans l'éolien et le solaire sont causés par des problèmes d'accès au foncier et des difficultés croissantes liées à l'acceptabilité locale des projets de grandes installations[8].

La puissance installée du parc de production électrique en France métropolitaine atteignait 136 211 MW au 31/12/2020 ; sa répartition a évolué comme suit :

Faits marquants :

• la fermeture de centrales thermiques classiques charbon (−1 500 MW en 2015[b 1] après −1 296 MW en 2014[r 1]) et fioul (−1 359 MW en 2016, −3 039 MW en 2017[T 1] et −657 MW en 2018), remplacées en partie par 881 MW de nouvelles centrales gaz en 2016[e 1], 218 MW en 2018 et 371 MW en 2020 ;
• la fermeture en 2020 de la centrale nucléaire de Fessenheim (1 760 MW) ;
• les centrales thermiques fossiles jouent le rôle de terme de bouclage : leur facteur de charge est resté élevé en 2016 et 2017 à cause des nombreux arrêts de réacteurs nucléaires, et plus encore à cause de la faible hydraulicité ; par contre, il a chuté en 2018 et plus encore en 2019, sauf celui des centrales à gaz ;
• la forte progression du parc éolien et du solaire photovoltaïque, dont les facteurs de charge restent faibles ;
• le développement des centrales thermiques à combustible renouvelable (bioénergies).

La surcapacité du parc français pendant la période 2013-2015 résultait de deux évolutions qui n'avaient pas été anticipées[9] :

• la consommation d'électricité avait été fortement réduite par la crise : alors que RTE prévoyait, dans le scénario médian de son bilan prévisionnel 2007, une consommation de 500 TWh pour 2013, la réalisation a été de 476 TWh : le déficit était de 24 TWh, soit 4,8 % ;
• les mises en service de nouvelles unités thermiques à flamme, surtout à gaz, ont atteint 3,8 GW en cinq ans (de 2008 à 2012) : +3,95 MW de centrales à cycle combiné gaz et +0,9 GW de turbines à combustion, en partie compensées par −0,75 GW de centrales au fioul et −0,3 MW charbon ;
• la progression des énergies renouvelables a en revanche été inférieure à la prévision 2007 ; le déficit était de l'ordre de 10 TWh, ce qui ne compense que 40 % du déficit de consommation.

Cet accroissement du parc en période de baisse de la demande a produit une situation de surcapacité ; la durée de fonctionnement des centrales à cycle combiné gaz est donc tombée au-dessous du seuil de rentabilité, déclenchant une série de décisions de fermeture comme dans le reste de l'Europe ; le choix de fermer des centrales gaz plutôt que des centrales charbon a été pris sur la base des prix du charbon en forte baisse (de 200 $/t fin 2008 à 80 $/t début 2013 sur le marché d’Anvers-Rotterdam-Amsterdam) à cause de l'arrivée sur le marché de grandes quantités de charbon américain évincé du marché américain par la baisse des prix du gaz produite par le boom du gaz de schiste. De plus, l'effondrement du prix des quotas de CO₂ (de 35 €/t au début 2008 à 4 à 5 €/t en 2013) dû à la crise, a encore accru l'intérêt du charbon. Cependant, au cours de 2013, le prix du gaz a fortement remonté aux États-Unis, d'où une baisse des exportations de charbon, et en 2015 de nombreuses centrales à charbon (3,6 GW) seront déclassées du fait de l’application de la directive européenne sur les grandes installations de combustion, ce qui devrait résorber la surcapacité actuelle.

Le gestionnaire du réseau électrique RTE, dans son bilan prévisionnel d'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité à l'horizon 2023, publié le 16 novembre 2018, prévoit « une transition énergétique sous contrainte », avec des marges très faibles jusqu'à 2020 du fait des retards subis par les projets de Flamanville (2020), des six parcs éoliens en mer (2021) et de la centrale à gaz de Landivisiau (2021) ; sous les conditions que ces dates de mise en service soient respectées ainsi que les interconnexions prévues, on peut envisager de fermer la centrale à charbon de Cordemais mi-2020, deux autres groupes en 2021 et le dernier en 2022[10].

RTE avait lancé en septembre 2014 un avertissement sur le risque de défaillance à la pointe en cas de froid pour les hivers 2015-16 (déficit de capacité de 900 MW), 2016-17 (déficit de 2 GW) et 2017-18 (déficit de 800 MW), du fait de la fermeture d'ici fin 2015 de centrales au fioul (3,8 GW) et au charbon (2,1 GW déjà fermées et 1,9 GW à fermer en 2015) non conformes aux nouvelles normes européennes d'émissions de polluants, de la fermeture fin 2016 de la centrale nucléaire de Fessenheim (1 760 MW) et de la mise sous cocon de trois centrales à cycle combiné gaz (1,3 GW)[P 1].

Pour faire face à ce risque, RTE espère que l'entrée en vigueur prévue au 1^er novembre 2014 du mécanisme de capacité institué par la loi NOME incitera les opérateurs à mettre en œuvre tout ou partie de solutions mobilisables rapidement : mise aux normes de centrales au fioul, retour en exploitation de cycles combinés gaz ou développement de nouvelles capacités d'effacement par de nouvelles dispositions réglementaires instaurant une prime versée aux opérateurs[P 2]. Un report de la fermeture de Fessenheim pourrait avoir le même effet.

Le Bilan prévisionnel 2015 de RTE conclut que la France retrouve des marges de sécurité d’approvisionnement électrique jusqu’en 2020. Cette amélioration est due au maintien en exploitation après mise aux normes de centrales au fioul, à l'éloignement des perspectives de mises sous cocon de cycles combinés au gaz, au développement de nouvelles capacités d'effacement et à l'amélioration de l'efficacité énergétique qui entraine une réduction de 5,5 TWh de la prévision de consommation 2019. Les marges de sécurité d'approvisionnement électrique demeureront globalement suffisantes en cas d'arrêt de production de la centrale de Fessenheim précédant la mise en service de l'EPR[11].

En juin 2019, l’ASN ordonne la réparation des huit soudures situées au milieu de la double enceinte de béton qui protège le bâtiment réacteur de Flamanville 3, donc très difficiles à atteindre ; cette décision repousse le démarrage de la centrale à la fin de l'année 2022, au plus tôt[12]^,[13]. Cette décision est lourde de conséquences pour les finances d'EDF, mais aussi pour la sécurité d'approvisionnement du pays ; en effet, RTE avait averti fin 2018 que « parmi les nouvelles variantes étudiées, c'est le report de l'EPR qui constitue la situation la plus pénalisante pour le système français. Ce retard conduit à lui seul à un déficit de capacités significatif. » Il pourrait s'avérer nécessaire de maintenir temporairement ou convertir à la biomasse la centrale à charbon de Cordemais[14].

En novembre 2019, RTE prévient que la sécurité de l'approvisionnement électrique de la France doit faire l'objet d'une « vigilance » en 2022-2023, notamment à cause de l'arrêt programmé des centrales à charbon ; il existe un risque spécifique pour l'Ouest de la France et notamment la Bretagne si la fermeture de la centrale à charbon de Cordemais n'est pas compensée par une entrée en service de l'EPR de Flamanville[15].

Dans son bilan prévisionnel à horizon 2030 publié en mars 2021, RTE alerte sur une situation de « vigilance particulière » qui va perdurer jusqu'en 2024, du fait du retard de mise en service de l'EPR de Flamanville ainsi que de l'importance des travaux en cours sur le parc de réacteurs d'EDF pour la prolongation de leur durée de vie (« Grand carénage »). Ces tensions sont aggravées par les effets collatéraux de la crise sanitaire qui ont décalé sur plusieurs années le programme de maintenance des centrales nucléaires, ainsi que par des retards sur la mise en service des éoliennes en mer et un développement de l'énergie solaire très en deçà des objectifs. Au cours des trois prochains hivers, le critère de sécurité d'approvisionnement en électricité ne sera pas respecté. RTE juge donc « nécessaire de conserver la centrale au charbon de Cordemais, qu'EDF projette de convertir à la biomasse, sur le réseau jusqu'en 2024 et il serait prudent de la conserver jusqu'en 2026 » et « estime que les conditions prévues par la programmation pluriannuelle de l'énergie, pour la fermeture anticipée de deux réacteurs nucléaires entre 2025 et 2026, pourront très difficilement être remplies »[16]^,[17].

Carte des centrales françaises en activité, classées selon leur type.

Centrale nucléaire de Gravelines (5 400 MW - la plus puissante d'Europe occidentale), vue depuis la mer, 19 avril 2014.

La chaleur dégagée par la fission nucléaire du combustible (uranium, plutonium) est généralement^{[réf. souhaitée]} utilisée pour produire de la vapeur d'eau à haute pression, laquelle fait tourner une turbine à vapeur entraînant un générateur d'électricité.

Au 30 juin 2020, la France compte 56 réacteurs nucléaires opérationnels et un réacteur EPR en construction, tous de la filière REP, répartis dans 18 centrales[18] :

• 32 réacteurs de 900 MWe répartis en trois paliers :
  • CP0 : 4 réacteurs : Bugey 2 à 5[19],
  • CP1 : 18 réacteurs,
  • CP2 : 10 réacteurs ;
• 20 réacteurs de 1 300 MWe :
  • 8 du palier P4,
  • 12 du palier P'4 ;
• 4 réacteurs de 1 450 MWe du palier N4 ;
• 1 réacteur EPR 1 600 MWe.

La politique des paliers a permis, par une standardisation poussée de la conception des tranches et des commandes groupées, des économies d'échelle considérables sur les coûts de construction : les centrales d'EDF ont coûté deux à trois fois moins cher que celles qui ont été construites, à la même époque, aux États-Unis, qui étaient commandées à l'unité par les nombreuses « utilities » américaines[20].

La filière EPR a été lancée en 2005 (coulage des fondations du premier bâtiment réacteur EPR). En France, depuis 2007 un réacteur EPR est en cours de construction sur le site de Flamanville en Normandie, où EDF exploite déjà deux réacteurs REP de 1 300 MW. Ce réacteur, deuxième exemplaire de cette nouvelle filière, après l'EPR OL3 construit en Finlande par AREVA, a connu une longue suite de problèmes, qui ont considérablement accru la durée de sa construction, initialement prévue à cinq ans et portée à 13 ans, la mise en service étant prévue en 2020, et son coût, initialement prévu à 3,3 milliards d'euros et révisé plusieurs fois à la hausse pour passer à 10,9 milliards d'euros selon la dernière estimation de juillet 2018[21]. En avril 2019, les experts de l'ASN demandent d'importants travaux pour réparer huit soudures mal réalisées, ce qui affecte le calendrier de mise en service et le coût de construction[22]. En juillet 2019, après confirmation de cette exigence de l'ASN, EDF annonce que la mise en service du réacteur ne peut être envisagée avant fin 2022[23].

Alors que le gouvernement a acté en novembre 2017 le report au-delà de 2025 de la baisse de la part du nucléaire de 75 à 50 % de la production d'électricité, EDF ne compte pas fermer d'autre réacteur nucléaire que les deux unités de la centrale de Fessenheim d'ici 2029[24] ; son objectif est d'amener la durée de vie de ses réacteurs à cinquante ans.

Le président Emmanuel Macron a déclaré : « Je ne fermerai pas des centrales pour donner des gages politiques. Je fermerai des centrales le jour où je serai certain que ça n'aggrave pas le réchauffement climatique », et le compte-rendu du Conseil des ministres du 7 novembre 2017 précise que « l'évolution de notre système électrique ne devra nécessiter aucun nouveau projet de centrale thermique à combustibles fossiles, ni conduire à une augmentation de gaz à effet de serre de notre production électrique ».

Après Flamanville, EDF souhaite entamer le renouvellement de son parc nucléaire avec la mise en service d'un nouvel EPR en 2030[24]. Dans sa contribution au débat sur la Programmation pluriannuelle de l'énergie, la SFEN préconise une décision rapide d’un programme de construction de réacteurs EPR en France, avec mise en service d’une première paire aux alentours de 2030, puis d’un programme de six à huit réacteurs au total ; elle estime que des gains de l'ordre de 30 % sur le coût de construction et de 50 % sur le coût de financement (grâce à un « contrat pour différence » analogue à celui accordé par le gouvernement britannique pour la centrale de Hinkley Point) sont possibles[25].

Une mission lancée par l'ex-ministre de la Transition écologique et le ministre de l'Économie sur le maintien des compétences dans le nucléaire préconise de construire six EPR à partir de 2025 ; la construction du premier réacteur démarrerait en 2025 pour une mise en service en 2035[26].

Le président Macron annonce le 27 novembre 2018 le programme de fermetures de 14 réacteurs nucléaires sur 58 d'ici 2035 : les deux réacteurs de Fessenheim en 2020, deux autres, en 2025 et 2026, sous conditions (marges du système électrique, prix et mix de production des pays voisins), puis un par an à partir de 2027 (deux en 2033). La PPE prévoit une croissance de la production d'électricité d'environ 15 % à l'horizon 2028[27]. Le président a rappelé que le nucléaire « nous permet pour le moment de bénéficier d'une énergie décarbonée et à bas coût. Je n'ai pas été élu sur un programme de sortie du nucléaire » tout en soulignant son engagement de campagne : la réduction à 50 % de la part du nucléaire dans le mix électrique. Il a précisé : « Nous ne pouvons pas dire pour le moment à quelle date précise nous fermerons tel ou tel réacteur. Le rythme variera en fonction de l’évolution du mix énergétique en France et chez nos voisins ». Les arrêts de réacteurs devraient avoir lieu parmi les plus anciens sites, soit : Tricastin (Drôme et Vaucluse), Bugey (Ain), Gravelines (Nord), Dampierre (Loiret), Blayais (Gironde), Cruas (Ardèche), Chinon (Indre-et-Loire) et Saint-Laurent (Loir-et-Cher). Au sujet de l'EPR, il « demande à EDF de travailler à l’élaboration d’un programme de 'nouveau nucléaire' en prenant des engagements fermes sur le prix, pour qu’ils soient plus compétitifs. Tout doit être prêt en 2021 pour que le choix, qui sera proposé aux Français, puisse être un choix transparent et éclairé »[28]. Le 21 janvier 2020, dans le cadre de la demande gouvernementale de mise en œuvre de la transition énergétique, « EDF propose au gouvernement d'étudier la mise à l'arrêt de paires de réacteurs à Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin. L'arrêt des réacteurs, qui doit avoir lieu d'ici à 2035, ne se traduira pas par la fermeture des centrales elles-mêmes ». Le gouvernement français ne prévoit pas d’indemniser l’exploitant EDF pour le manque à gagner faisant suite à la demande de mise à l’arrêt des réacteurs concernés[29].

En février 2019, le président de la région Normandie Hervé Morin déclare que « la Région est, avec l’ensemble des collectivités concernées, candidate à l’installation d’un deuxième EPR sur le site de Penly »[30]. La région Hauts de France s'est également portée candidate, mais le président d'EDF Jean-Bernard Lévy considère que la centrale de Penly reste le meilleur endroit pour construire les prochains réacteurs EPR[31].

EDF doit remettre à la mi-2021 un rapport complet au président de la République pour lui permettre de décider (ou pas) de construire six nouveaux EPR. La filière nucléaire défend le choix de construire ces réacteurs par paire pour limiter les coûts et mutualiser les équipes. Le président de la République Emmanuel Macron a déjà fait savoir que cette décision ne pourrait être prise formellement qu’après le démarrage de l’EPR de Flamanville en 2023. La direction du groupe EDF a présenté à son conseil d’administration le 16 décembre 2020 quatre sites pour les six nouveaux réacteurs. Le premier site choisi devrait être celui de la centrale nucléaire de Penly (Seine-Maritime), qui compte déjà deux réacteurs en activité. Trois autres sites seraient à l’étude : la centrale nucléaire de Gravelines, celle du Tricastin (Drôme) et celle du Bugey (Ain)[32].

Le 4 février 2021, EDF remet à l'Autorité de sûreté nucléaire le rapport préliminaire de sûreté qui détaille très précisément la conception de ses « EPR 2 », réacteurs conçus sur le modèle de celui de Flamanville mais plus standardisés et donc censés être plus simples et moins chers à construire. Chez Framatome, l'usine du Creusot commencera dès 2021 à forger de premières pièces des chaudières des EPR. Framatome met en avant la nécessité de maintenir les savoir-faire et de réduire les risques industriels[33].

Le 6 mai 2021, Jean-Bernard Lévy annonce avoir remis à l'État le dossier de faisabilité portant sur la construction de six nouveaux réacteurs EPR[34].

En 2020, la capacité de production nucléaire installée a diminué pour la première fois depuis 2009, passant de 63,1 GW à 61,4 GW, du fait de la fermeture définitive des deux réacteurs de 900 MW de la centrale nucléaire de Fessenheim qui a cessé de produire définitivement le 29 juin (Fessenheim, entrée en activité en 1977, était la plus ancienne des centrales nucléaires françaises). La production nucléaire de 2020 est en baisse de 11,6 % (-44 TWh) par rapport à 2019 et se situe à son niveau le plus bas depuis 1993, la France passant du deuxième au troisième rang mondial des producteurs d’électricité d’origine nucléaire derrière les États-Unis et la République Populaire de Chine[35]. Elle représente 67,1 % de la production totale d’électricité en France. Cette baisse s’explique par la fermeture de la centrale de Fessenheim, mais surtout par une moins bonne disponibilité des centrales[y 5] : l'indisponibilité moyenne du parc nucléaire a atteint en moyenne 22,3 GW contre 17,8 GW en 2019, du fait de nombreux prolongements de maintenance sur une grande partie des réacteurs, conséquence directe de la crise sanitaire qui a ralenti les travaux de maintenance des centrales. Par ailleurs, une partie des réacteurs a été arrêtée au second et au troisième trimestre de l’année afin d’économiser le combustible pour maximiser la disponibilité du parc nucléaire sur l’hiver 2020-2021[y 6].

En 2019, la production nucléaire est en baisse de 3,5 % (-13,7 TWh). Elle représente 70,6 % de la production totale d’électricité, taux le plus faible depuis 1989. Cette baisse s’explique essentiellement par une moins bonne disponibilité des centrales : 17,7 GW en moyenne contre 16,3 GW en 2019. Les indisponibilités non prévues ont été causées en juillet par la canicule, en novembre et décembre par le tremblement de terre qui a causé un arrêt de la centrale de Cruas et en décembre par une période de grève[x 1].

Les variations de la production nucléaire s’expliquent en grande partie par la disponibilité du parc. En effet, le coefficient de disponibilité[n 5] du parc nucléaire s’est établi à 73,9 % en 2019 contre 76,6 % en 2018, 77,1 % en 2017, 77,6 % en 2016 et 80,7 % en 2015 (80,8 % en 2014, son plus haut niveau depuis le record de 2006 : 83,6 %). Cette baisse s’explique par la durée plus longue qu’à l’accoutumée des arrêts de production des centrales, en raison d’opérations de maintenance et du nombre de contrôles renforcés exigés par l’Autorité de sûreté nucléaire[g 2].

En 2018, la production nucléaire d'EDF a progressé de 14,1 TWh par rapport à 2017, soit +3,7 %, atteignant 393,2 TWh ; malgré cette amélioration, c'est la troisième année consécutive où la production nucléaire d'EDF reste inférieure à 400 TWh, alors qu'elle n'avait rencontré cette situation qu'une seule fois, en 2009, en raison d'une longue grève. Les années 2016 et 2017 avaient été marquées par des arrêts exceptionnels de réacteurs liés aux contrôles de l'Autorité de sûreté sur la qualité de gros composants. La production de l'année 2018 a été réduite de 10 TWh par un problème générique lié à l'usure de pièces (« manchettes thermiques ») situées sur le couvercle de la cuve de certains réacteurs. Le parc nucléaire français a produit à 71,1 % de ses capacités théoriques maximales l'an dernier, alors que le groupe visait encore un taux de disponibilité de plus de 80 % il y a cinq ans. EDF prévoit une production nucléaire de l'ordre de 395 TWh pour 2019 et les années suivantes, du fait de la programmation de sept visites décennales en 2019 et de 25 autres d'ici 2030[36].

Le principal facteur explicatif des variations du coefficient d'utilisation des tranches nucléaires réside dans les réductions de puissance qui peuvent leur être imposées par le gestionnaire de l'équilibre offre-demande ; les centrales nucléaires ont en effet la possibilité de moduler la puissance produite en fonction de la demande (suivi de charge), dans certaines limites ; cela peut provenir des variations de la production hydroélectrique : lorsqu'il y a beaucoup d'eau à turbiner, les centrales au fil de l'eau, qui sont prioritaires sur tout autre type de centrale, prennent une part accrue ; quant aux centrales de lac, les modèles informatiques qui optimisent la production hydraulique attribuent à leur production une valeur économique moindre, et y font donc appel plus souvent, au détriment des autres moyens de production, dont le nucléaire. La production nucléaire peut également être réduite du fait des variations de la demande : lors des creux de la demande (nuit, week-ends, été), si le nombre de centrales nucléaires en fonctionnement est élevé et si la production fatale (hydraulique au fil de l'eau + éolien + solaire) est également élevée, la production nucléaire additionnée à cette production fatale peut dépasser la demande, conduisant à une modulation à la baisse de la production nucléaire.

La production nucléaire d'EDF a connu un nouveau recul en 2017 : -1,3 %, à 379,1 TWh, loin de l'objectif de 420 TWh que l'entreprise s'était fixée en 2015 ; c'est la plus mauvaise performance depuis 1999. La cause principale réside dans les arrêts de réacteurs imposés par l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) fin 2016 et début 2017 pour contrôler la teneur en carbone de certains composants forgés, il y a plusieurs dizaines d'années, ainsi que pour contrôler des composants dont le dossier avait été falsifié par AREVA, et pour consolider la digue protégeant la centrale de Tricastin ; EDF reconnait aussi de trop nombreux défauts de maintenance et d'exploitation. La disponibilité des réacteurs est tombée à 68,6 % alors que l'objectif est de 85 %[37].

En 2016, la production nucléaire est tombée à l'un de ses plus bas niveaux : 384 TWh, soit une baisse de 7,9 % par rapport à 2015, en raison des arrêts pour contrôles demandés par l'ASN à la suite de la détection d'une teneur en carbone trop importante dans l'acier de certains générateurs de vapeur[38].

En 2016, EDF a adapté son parc nucléaire aux variations de production qu’entraîne l’arrivée des énergies solaire et éolienne sur le réseau électrique. Les réacteurs sont déjà capables de faire varier leur puissance de 80  % à la hausse ou à la baisse en l’espace de trente minutes, et EDF forme ses équipes de conduite pour qu’à chaque instant, deux tiers des réacteurs soient capables de manœuvrer, contre un  réacteur sur deux auparavant. À moyen terme, cela peut contribuer à chasser l'électricité à base de combustible fossile, la plus chère en coût marginal et donc la moins souvent appelée sur le réseau. De plus, en cas d'arrêt complet, un réacteur met plus de temps à redémarrer ; la manœuvrabilité accrue permet donc de limiter les pertes de production[39].

En 2015, le parc nucléaire français totalisait une puissance électrique de 63,13 GWe et a produit 416,8 TWh, soit 76,3 % de la production nette d'électricité[b 2].

Après l'accident nucléaire de Fukushima (mars 2011), l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a demandé à EDF de prendre une série de dispositions dites « noyaux durs post-Fukushima » visant l'amélioration de la sûreté nucléaire à la suite des évaluations complémentaires de sûreté menées en 2011 ; EDF a donc présenté le 30 juin 2012 un programme de travaux : construction de centres de crise bunkérisés, générateurs diesel d’ultime secours, création d’une source ultime d’eau froide... complétés par la mise en place fin 2012 d'une « Force d'action rapide nucléaire » (Farn) dotée de moyens lourds et organisée de manière à pouvoir acheminer en urgence des secours (eau, générateurs) à une centrale en péril, par hélicoptère si les accès routiers sont coupés. L'ASN a demandé à l'IRSN d'analyser ce programme et de proposer si nécessaire des compléments ; l'IRSN a présenté ses conclusions fin 2012, estimant que les dispositions d'EDF « devaient être complétées afin de limiter significativement, en cas d’accident de perte totale et durable des sources électriques ou de la source froide, les conséquences pour l’environnement »[40]. Le 21 janvier 2014, l'ASN a adopté 19 décisions (une par centrale) fixant à EDF des exigences complémentaires détaillées pour la mise en place du « noyau dur » post Fukushima, issues du rapport de l'IRSN et visant à compléter le concept de noyau dur par la définition d’un ensemble de matériels permettant de faire face aux vulnérabilités identifiées par EDF ; ces matériels devront être mis en place d'ici 2020[41].

Le premier réacteur de la centrale du Tricastin s'arrête en juin 2019 pour lancer les travaux de prolongation de sa durée d'exploitation de 40 à 50 ans, alors que l'ASN ne rendra son avis générique (initialement prévu en 2018) sur le sujet que fin 2020 ; mais les travaux impliqués par la visite décennale se déploient sur cinq ans ; il sera donc possible d'y intégrer d'éventuelles demandes additionnelles de l'ASN. Trois autres visites décennales sont prévues en 2020, puis cinq en 2021[42]^,[43].

Le 3 décembre 2020, l'ASN publie son projet de décision, soumis à la consultation du public, sur la poursuite de leur exploitation pour dix années supplémentaires, moyennant de nouvelles conditions pour EDF : entre autres, les hypothèses de températures prises pour tenir compte du réchauffement climatique devront être renforcées ainsi que les moyens d'alimentation en eau de secours et certains murs en béton afin de faire face au risque ultime de fusion du cœur du réacteur, en cas d'accident très grave. 32 réacteurs de 900 MW sont concernés par cette prolongation de 40 à 50 ans. Selon l'ASN, « les dispositions prévues par EDF, complétés de celles demandées par l'ASN, permettraient d'atteindre un niveau de sûreté qui se rapproche de celui du réacteur de troisième génération EPR »[44].

Le 25 février 2021, l'ASN publie sa décision finale sur la poursuite de l'exploitation jusqu'à 50 ans des 32 réacteurs de 900 MW. Elle fixe le détail des travaux à effectuer et leur calendrier détaillé jusqu'en 2035[45].

La conception et la fabrication des principaux composants des centrales nucléaires (cuve du réacteur, générateurs de vapeur, etc.) ainsi que leur maintenance étaient assurées par Areva depuis sa création par fusion de Framatome avec la Cogema en 2001.

Afin de résoudre les graves difficultés subies par Areva (déficit de 4,8 milliards d'euros en 2014), l'État a exigé un accord entre EDF et Areva, qui a été conclu le 28 juillet 2015 : EDF va alors acquérir 75 % du capital d'Areva NP (activité réacteurs d'Areva), autrement dit l'ex-Framatome, dont Areva conservera 25 % ; EDF compte revendre une partie de ses actions à d'autres partenaires, tout en restant majoritaire ; la valeur d'Areva NP est évaluée à 2,7 milliards d'euros, sous réserve d'une « due diligence » ; son chiffre d'affaires est de 3,1 milliards d'euros[46]. Les accords définitifs sont signés le 22 décembre 2017 : EDF rachète 75,5 % de l'activité de réacteurs nucléaires d'Areva, appelée New NP, dont Mitsubishi Heavy Industries acquiert 19,5 % et Assystem 5 %[47].

Bernard Fontana, président du directoire de Framatome, annonce en juillet 2020, dans le cadre de son programme « Juliette » destiné à assurer « la continuité de la charge opérationnelle » dans ses usines, son intention de lancer la production de certains composants des EPR de nouvelle génération dès mi-2021, soit un an et demi avant la date butoir fixée par l'exécutif pour s'engager dans la commande de nouveaux réacteurs. Il estime qu'« avec cette organisation nous pouvons réduire nos coûts de production de 25 %[48]. »

Les centrales thermiques à flamme (ou thermiques classiques) utilisent du charbon, du gaz naturel ou des dérivés du pétrole comme combustibles. En 2020, ces centrales ont produit 37,6 TWh nets, soit 7,5 % de la production nette totale d'électricité en France[y 2] ; les centrales à gaz ont produit 34,5 TWh, soit 6,9 % de la production totale, dont 20 TWh dans les centrales à cycle combiné et 11,2 TWh dans les centrales de cogénération[y 7]. La production baisse de 10,6 % par rapport à 2019 (gaz : -10,4 % ; charbon : -12,7 % ; fioul : -13,3 %)[y 8].

La puissance installée du parc thermique fossile s'établissait fin 2020 à 18 935 MW, en hausse de 2,1 %, dont 2 978 MW à charbon, 3 389 MW au fioul (+0,7 %) et 12 567 MW au gaz naturel(+3 %)[y 4].

La baisse de 657 MW du parc fioul en 2018 correspond à la fermeture du dernier groupe fioul de Cordemais[z 2], celle de 3 039 MW en 2017 à la fermeture des quatre groupes de Porcheville et d'un groupe de Cordemais[T 1].

Les principaux changements en 2015 ont été les fermetures de centrales thermiques classiques utilisant du charbon : les six derniers groupes de 250 MW de Bouchain, Vitry et La Maxe[b 2], après ceux de Blénod et Cordemais 1 en 2014[r 1].

Contrairement aux centrales nucléaires qui fournissent la production de base, les centrales thermiques à flamme fournissent une production de semi-base ou de pointe. Ainsi, les centrales à charbon fonctionnent entre 2 500 et 5 000 h/an, celles au fioul de 200 à 1 500 h/an, et les turbines à combustion[n 6] de quelques dizaines à quelques centaines d'heures par an[F 1].

Les centrales à charbon étaient vouées à la fermeture au 31 décembre 2015 par la directive européenne 2001/80/CE sur les Grandes installations de Combustion (GIC) si elles n'étaient pas mises aux normes DeSOx-DeNOx (élimination poussée des émissions d'oxydes de soufre : -90 %, et d'azote : -80 %). Ainsi, EDF a décidé la fermeture de neuf centrales de 250 MW à charbon et d’une ancienne unité de 600 MW au Havre pour la fin 2015, et a mis en place des systèmes de désulfuration et de dénitrification des fumées équipant les plus récentes unités 600 MW à charbon (deux à Cordemais et une au Havre) ; en outre, ces rénovations en cours amélioreront la fiabilité de ces unités, rendant possible leur exploitation au-delà de 2025. De même, des brûleurs bas NOx sont testés sur les centrales au fioul de Cordemais et Porcheville avec l’objectif d’un fonctionnement au-delà de 2015[A 1]. Pour sa part, la SNET (groupe E.ON) a programmé la fermeture de cinq centrales à charbon de 2013 à 2015 ; elles ne conservera que deux tranches thermiques charbon de 600 MW (Provence 5 et Emile Huchet 6), mises aux normes en 2007 grâce à des équipements permettant le traitement des fumées (DeSOx-DeNOx) et ainsi pérennisées au-delà de 2025[49]. Les cinq tranches charbon les plus anciennes d'EDF fermeront au printemps 2015 sur les sites de Bouchain (Nord), La Maxe (Moselle) et Vitry (Val-de-Marne), portant à dix le nombre de tranches fermées en trois ans (neuf de 250 MW ainsi qu'une de 600 MW au Havre)[50].

EDF a annoncé le 18 février 2016 son intention d’arrêter d’ici 2018 ses centrales au fioul : celle de Porcheville (Yvelines) et les deux tranches fioul de celle de Cordemais (Loire-Atlantique), alors qu'elle avait la possibilité de poursuivre leur exploitation jusqu'en 2023 ; avec la production déjà stoppée des deux tranches de la centrale d’Aramon (Gard) depuis le début de 2016, EDF aura donc fermé quelque 5,2 GW de capacités de production, soit la moitié de son parc thermique fossile (gaz, charbon...). Ce parc a généré un cash-flow négatif de 800 millions € en 2015 ; le parc au fioul, qui représentait 6,7 % des capacités installées, n’a fourni que 0,6 % de la production[51]. Ces fermetures ont été anticipées : la centrale de Porcheville ainsi qu'une des deux tranches de celle de Cordemais, soit 3,8 GW, ont été fermées le 1^er mai[52].

EDF expérimente l'utilisation de biomasse mélangée au charbon pour abaisser les émissions de CO₂ à Cordemais[53].

Le ministre de l'Environnement Nicolas Hulot confirme le 6 juillet 2017 la proposition d'Emmanuel Macron de fermer les dernières centrales au charbon d'ici à 2022 en France, soit un an avant le terme de 2023 précédemment fixé dans la programmation pluriannuelle de l'énergie ; cela concerne trois tranches charbon d'EDF et deux tranches appartenant à l'allemand Uniper[54].

Le ministre de l'Environnement François de Rugy annonce en janvier 2019 que la centrale à charbon de Cordemais (Loire-Atlantique) pourra fonctionner au-delà de 2022 pour garantir l'approvisionnement en électricité de la Bretagne, si son projet de conversion à la biomasse réussit. EDF teste un dispositif de cocombustion à base de biomasse, avec pour objectif de parvenir à un ratio de 80 % de biomasse et 20 % de charbon à l'hiver 2022/2023, avant d'atteindre le 100 % biomasse à horizon 2025/2027[55]. Mais l'État indique qu'il ne subventionnera pas l'électricité produite à partir de biomasse, trop chère (115 €/MWh, soit deux fois et demi le prix de marché) et qu'il préfère voir utilisée pour produire de la chaleur. Par ailleurs, le fonctionnement des tranches à biomasse ne pourrait se prolonger au-delà de 2026, date à laquelle la centrale devra passer une visite décennale qui imposerait des travaux trop coûteux pour être engagés[56].

Uniper a demandé le 7 août 2018 la tenue de discussions avec l'exécutif pour s'entendre sur une indemnisation financière ou une éventuelle « solution industrielle » ; la sortie accélérée du charbon, prévue initialement autour de 2030, affecte plus de la moitié des capacités de production d'électricité et des effectifs en France d'Uniper[57]. Le 24 décembre 2018, Uniper annonce être en négociations exclusives avec EPH, entreprise tchèque de production et de distribution d'électricité détenue par le milliardaire Daniel Křetínský, pour lui vendre sa filiale française. EPH reprendrait tous les actifs d'Uniper-France : les deux centrales à charbon (600 MW chacune) de Saint-Avold (Moselle) et Gardanne (Bouches-du-Rhône), deux centrales à gaz (828 MW), également à Saint-Avold, qu'il revendrait à Total pour le 1^er janvier 2020, une centrale biomasse à Gardanne, six parcs éoliens et deux centrales solaires[58]. Cette acquisition est finalisée en juillet 2019[59].

EDF a arrêté définitivement le 31 mars 2018 sa dernière grande unité de production d’électricité au fioul, celle de Cordemais 3 en Loire-Atlantique ; mise en service en 1976, elle disposait d’une capacité de production de 700 MW[60].

EDF compte prolonger le fonctionnement de la centrale de Cordemais jusqu'en 2024, voire 2026. Réseau de transport d'électricité (RTE) a en effet alerté sur les risques liés à la fermeture de cette centrale pour la sécurité d'approvisionnement d'ici à 2023. Le projet de programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) prévoit d'« arrêter les dernières centrales électriques fonctionnant exclusivement au charbon d'ici à 2022 », ce qui laisse la possibilité de prolonger l'exploitation de Cordemais en y brûlant aussi des granulés fabriqués à partir de débris de bois et de rebuts d'ameublement. À cet effet, EDF a déposé le 11 novembre 2019 le dossier de demande d'autorisation environnementale pour utiliser de la biomasse[61]. Ces essais techniques doivent se poursuivre jusqu'au démarrage de l'EPR de Flamanville prévu pour 2023[62].

En septembre 2020, le groupe tchèque EPH de Daniel Kretinsky s'est décidé à fermer la centrale à charbon de Gardanne (Bouches-du-Rhône) avant la fin de 2020 et celle de Saint-Avold (Moselle) début 2022[63]. Gazel Energie, filiale d'EPH, a entamé la réalisation du plan de suppression de 219 emplois lié à l'arrêt de ces deux centrales[62].

La centrale à charbon du Havre, propriété d'EDF, a fait son « dernier feu » le 10 mars 2021[62].

Le 7 juillet 2021, le PDG d'EDF, Jean-Bernard Lévy, annonce qu'EDF a décidé de mettre fin au projet de reconversion du site de Cordemais à la biomasse baptisé « Ecocombust » pour deux raisons principales : le coût du projet et le départ récent du partenaire industriel d'EDF, le groupe Suez. Il confirme que « la loi énergie-climat permet de poursuivre l'exploitation de la centrale au-delà de 2022, en utilisant du charbon, puisque RTE a confirmé le besoin jusqu'en 2024, voire 2026 »[64].

La part du gaz dans la production électrique française restait très modeste (4 %) en 2009, comparée à celle de ses voisins (40 % en Italie, 35 % au Royaume-Uni, en Espagne et en Autriche). Toutefois, les cycles combinés gaz (CCG) sont clairement inscrits dans les objectifs français de production d'énergie : la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) 2009[65] prévoit ainsi de moderniser le parc de production d'électricité à partir d'énergies fossiles afin d'en réduire les impacts environnementaux ; l'article 3 de cet arrêté prévoit notamment la réduction de moitié du parc de centrales à charbon, trop émetteur de CO₂, et que « le parc centralisé de production d'électricité à partir de gaz naturel sera développé ». La PPI 2009[M 1] retenait comme hypothèse la réalisation d'au moins dix CCGT à l'horizon 2012.

Pour la production de pointe, EDF a installé 1 060 MW de turbines à combustion en région parisienne depuis 2005[A 2].

La fin des années 2000 et le début des années 2010, avec l'ouverture du marché de la production électrique et un différentiel important entre les prix du gaz et de l'électricité, voit de nombreux projets de centrales à cycle combiné se monter en France. Une centrale à cycle combiné est composée d'une turbine à gaz et d'une turbine à vapeur qui fonctionne avec la vapeur produite à partir de la chaleur dégagée par les gaz de combustion de la turbine à gaz. Cette technologie dite de cycle combiné, permet une meilleure efficacité énergétique qu'une centrale avec une simple turbine à gaz.

Mais à partir de 2012, le marché devient moins rentable, leur taux d'utilisation tombe de 42 % en 2011 à 33 % en 2012[66]. La baisse du prix de l'électricité associée à une hausse du prix du gaz et à une baisse du prix du charbon (rendant le fonctionnement des centrales à charbon économiquement intéressantes) ont entraîné le gel de plusieurs de ces projets et la « mise sous cocon » de quelques centrales déjà construites. Ainsi GDF Suez (aujourd'hui Engie) annonce le 11 avril 2013 la fermeture provisoire de trois de ses quatre centrales à gaz en France : Cycofos (Fos-sur-Mer) sera mise sous cocon pour une période indéterminée, Combigolfe (Fos-sur-Mer) et Spem à Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique) seront mises sous cocon l'été tout en continuant à fonctionner l'hiver.

La situation des centrales à cycle combiné en 2015 est la suivante.

Premier exemplaire de forte puissance de CCGT construit en France, la centrale de DK6 est active depuis mars 2005 à Dunkerque, avec une capacité de 790 MWe. Elle brûle du gaz naturel et des gaz sidérurgiques provenant de l'usine Sollac proche.

Poweo a construit une CCGT à Pont-sur-Sambre (Nord) de 412 MW, active entre 2009 et 2014. Le groupe a également construit une autre centrale à cycle combiné gaz de 413 MW à Toul (Meurthe-et-Moselle), mise en service début 2013. Ces deux centrales étaient opérées par Siemens. Possédées par l'Autrichien Verbund (qui avait racheté Poweo et était encore propriétaire de ses moyens de production après la revente de l'activité distribution à Direct Énergie), elles ont été rachetées fin 2014 par le fonds d'investissement américain KKR.

GDF-SUEZ (aujourd'hui Engie) a construit CycoFos 424 MWe mise en service début 2010 à Fos-sur-Mer dans les Bouches-du-Rhône. La centrale CombiGolfe, d'Electrabel (société belge, propriété de GDF-SUEZ), a ajouté une capacité de 432 MWe également à Fos-sur-Mer et a mis en service, en avril 2011, la centrale de Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique) qui ajoute 435 MWe de capacité.

La SNET (propriété du groupe allemand E.ON) a construit deux groupes de CCG sur son site de la centrale thermique Émile Huchet, alors uniquement au charbon, à Saint-Avold (Moselle) totalisant 860 MWe (2 × 430 MWe). Elle prévoyait également la construction plusieurs groupes de cycles combinés gaz à l’horizon 2010-2015 sur les sites de ses trois autres centrales à charbon historiques (Hornaing, Lucy et Provence), ainsi que sur le site de Lacq (Pyrénées-Atlantiques); mais ces projets semblent abandonnés, notamment ceux d'Hornaing (site fermé en 2013[67]) et de la centrale de Lucy dont le site, qui héberge une centrale au charbon, a fermé courant 2014[68].

L'énergéticien suisse Alpiq, via sa société 3CB[69] (Centrale à Cycle Combiné de Bayet), exploite une centrale de 408 MWe à Bayet (Allier), près de Saint-Pourçain-sur-Sioule, depuis juin 2011. Alpiq avait développé à Monchy-au-Bois (Pas-de-Calais) un second projet, 3CA, qui disposait de toutes les autorisations administratives requises mais a été mis en sommeil pour raisons économiques.^{[réf. nécessaire]}

Trois cycles combinés ont été construits par EDF à Martigues (Bouches-du-Rhône) et Blénod-lès-Pont-à-Mousson ( Meurthe-et-Moselle). Le site de Martigues possède deux cycles combinés de 465 MW chacun équipés d'une post-combustion, ils réutilisent les turbines à vapeur des anciennes unités chauffées au fioul. Le site de Blénod-lès-Pont-à-Mousson possède un CCGT de 430 MW qui a été mis en service en février 2012[70].

À la suite d'une fuite sur un circuit d'huile[71], un incendie s'est déclaré le 2 février 2015 sur une des turbines de la centrale de Martigues, entrainant l'indisponibilité des deux cycles combinés pendant plusieurs mois. L'un a pu redémarrer en juin 2015[71], l'autre est annoncé pour décembre 2015[71].

Une troisième centrale à cycle combiné gaz (605 MW) a été mise en service en juin 2016 à la centrale thermique de Bouchain dans le Nord. Elle remplace la centrale au charbon située sur le même site, qui a fermé en avril 2015. Elle utilise la nouvelle turbine à combustion de type 9HA construite par General Electric à Belfort, actuellement la turbine à gaz la plus puissante au monde, qui a atteint un rendement de 62,2 % au cours des essais, et est capable de passer de l'arrêt à la pleine puissance en trente minutes[72].

Direct Energie portait un projet, sur la commune de Verberie (Oise), qui fut bloqué en 2013 à la suite d'un rejet du projet lors de l'enquête publique[73]. La société mena un autre projet pour un CCGT à Hambach (Moselle) qui fut retardé par un refus en 2012 du permis de construire par le tribunal administratif de Strasbourg[74], projet actuellement au point mort.
En coopération avec Siemens, Direct Énergie mène un projet à Landivisiau[75] dans le Finistère. Les premiers travaux sont intervenus en février 2015[76], pour une ouverture prévue initialement en 2018[76]. Le fonctionnement de cette centrale d'un coût de 450 millions d'€ est soutenu financièrement dans le cadre du Pacte électrique breton, visant à sécuriser l'approvisionnement électrique de la Bretagne[77]. Ce projet a pris plus de deux ans de retard à cause de recours déposés par les associations locales de défense de l'environnement ; la construction de la centrale de 440 MW devrait commencer en 2018 et durer 25 à 30 mois[78].

Direct Energie a racheté pour 45 millions d'euros la centrale à cycle combiné gaz de 408 MW d'Alpiq à Bayet (Allier) ; mise en service en 2011, elle avait coûté plus de 300 millions d'euros au groupe suisse, en difficulté financière. Cette acquisition doit être rentabilisée avec la mise en œuvre du mécanisme de capacité, à compter de l'hiver 2016-2017. Tous les propriétaires de centrales à gaz en France tiennent le même raisonnement. Engie a profité de l'amélioration des conditions de marché pour remettre en marche l'hiver sa centrale de Cycofos (Bouches-du-Rhône), qui était « sous cocon » depuis avril 2013. Elle fonctionne désormais, comme les centrales de Montoir (Loire-Atlantique) et de Combigolfe (Bouches-du-Rhône), sur un rythme saisonnier[79].

En 2015, grâce à la baisse des prix du gaz, qui ont reculé de 21 % en Europe dans le sillage des prix du pétrole, la consommation de gaz dans les centrales électriques a augmenté de 161 %, après deux années particulièrement faibles, et Engie a pu redémarrer sa centrale à gaz de Cycofos (Bouches-du-Rhône), sous cocon depuis avril 2013. Les douze centrales à gaz françaises sont toutes en fonctionnement, mais restent moins compétitives que les centrales au charbon. Pour que les coûts du gaz et du charbon soient équivalents en Europe continentale pour la production d’électricité, il faudrait que le prix du gaz baisse encore de 40 %, ou que celui du charbon augmente de 90 %, ou encore que le prix du carbone soit multiplié par quatre[51].

La part des énergies renouvelables (EnR) dans la production d’électricité atteint 23,4 % en 2020 sous l'effet conjugué de la baisse des consommations et de la hausse des productions des principales EnR : +17,3 % pour l'éolien, +2,3 % pour le solaire et +8,4 % pour l'hydraulique[y 1]. La production d’électricité d’origine renouvelable atteint 120,7 TWh ; le taux de couverture de la consommation par la production renouvelable est en augmentation très significative, passant de 23 % à 26,9 % en 2020 grâce à des conditions météorologiques propices, à la croissance du parc et à la baisse des consommations causée par la crise sanitaire. L’hydraulique contribue à hauteur de 50,3 %, l’éolien de 32,8 %, le solaire de 10,6 % et les bioénergies de 6,3 %[y 3].

En 2019, les énergies renouvelables ont participé à hauteur de 23 % à la couverture de la consommation d’électricité contre 22,7 % en 2018, 18,5 % en 2017 et 19,7 % en 2016 ; l'hydroélectricité y contribue pour 51,9 %, l'énergie éolienne pour 29,5 %, l'énergie solaire photovoltaïque pour 10 % et les bioénergies pour 8,9 %[x 2].

Alors que la biomasse est aujourd'hui, de loin, la première énergie renouvelable en France, son utilisation pour la production d'électricité est encore peu développée, mais la Programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité 2009[65] prévoit 2 300 MW pour fin 2020, et préconise de développer la cogénération à partir de sources d’énergie renouvelables, notamment la biomasse.

Au 31 décembre 2020, la puissance installée des centrales de la filière bioénergie atteint 2 171,5 MW, en progression de 66 MW (+3,1 %) ; cette puissance se répartit en 895,6 MW (41,3 %) d'usines d'incinération des déchets ménagers (+0,2 %), 680,3 MW (31,3 %) de centrales utilisant le bois-énergie et les autres biocombustibles solides (+3,1 %), 544,8 MW (25 %) de centrales à biogaz (+8,7 %) et 50,8 MW (2,4 %) de centrales utilisant des déchets de papeterie[y 4]. En 2016, elle s'était accrue de 215 MW (+12,6 %), dont les 150 MW de la centrale biomasse « Provence 4 »[e 1]. La puissance installée totale a plus que doublé entre 2007 (953 MW) et 2016[t 2].

Ces centrales ont produit 9,6 TWh en 2020, en baisse de 0,8 %, soit 2,0 % de la production d'électricité du pays ; la part renouvelable de cette production est évaluée à 7,6 TWh (1,6 %) ; les centrales à biomasse solide (bois, etc.) ont produit 2,5 TWh (-5,8 %), celles à biogaz 2,9 TWh (+8,6 %), les incinérateurs de déchets ménagers 4,0 TWh (-2,5 %), dont 50 % considérés renouvelables[y 2].

Le 8 juin 2017, l'autorisation d'exploitation de la centrale à bois de Gardanne (Provence 4) a été annulée par le tribunal administratif de Marseille pour insuffisance de son étude d'impact, qui s'est contentée d'analyser ses effets dans un périmètre de 3 kilomètres, alors qu'elle prévoit de s'approvisionner en bois dans des forêts bien plus distantes ; la pollution atmosphérique ainsi que l'impact des rotations de camions de bois pour l'alimentation de la centrale ont aussi été insuffisamment pris en compte[80].

Les 1 579 MW existant fin 2014 se répartissaient en 544 MW raccordés au réseau de transport et 1 033 MW aux réseaux de distribution. La file d'attente de raccordement de la filière s'élevait à 478 MW. La production d'électricité s'élevait à 5 TWh en 2014, en hausse de 8,4 %[n 7], et elle couvrait 1,1 % de la consommation d'électricité[p 1].

Le parc est composé de 501 installations fin 2014, dont 342 à biogaz, 99 à déchets ménagers, 9 à déchets de papeterie et 52 à bois et combustibles divers. La puissance moyenne des centrales à déchets est la plus importante : 9 MW pour les déchets ménagers et 11 MW pour les déchets de papeterie ; les centrales bois ont une puissance moyenne de 6 MW, la plus grande atteint 39 MW ; les installations à biogaz sont en moyenne inférieures au MW, mais peuvent atteindre 17 MW[p 2].

La centrale biomasse de 22 MW construite par Inova Var Biomasse dans la région de Brignoles a été raccordée en juin 2015 au réseau de transport d’électricité ; c'est la première fonctionnant au bois-énergie en PACA ; elle fournira 168 GWh/an, en brûlant 185 000 tonnes/an de bois forestier, recueilli dans un rayon de moins de 100 kilomètres. La centrale biomasse du groupe allemand E.ON située à Gardanne, d’une puissance de 170 MW, devrait être raccordée d’ici à la fin 2015 ; la région PACA deviendra alors la première productrice d’électricité provenant de bioénergies en France[82].

Ces moyens de production fonctionnent généralement en base, sur un grand nombre d'heures ; ils présentent le grand avantage d'être pilotables, mais la régularité de l'approvisionnement en combustibles est difficile à assurer, et la production simultanée de chaleur (cogénération), nécessaire pour la rentabilité de l'installation, doit elle aussi être assuré dans la durée[P 3].

Le parc a augmenté de 8,4 % en 2012, 6,3 % en 2013 et 6,2 % en 2014, et de 52 % en cinq ans, depuis 2009 ; les capacités installées dépassent 100 MW dans quatre régions : Aquitaine, Provence-Alpes-Côte d’Azur, Rhône-Alpes et Île-de-France, cette dernière possédant plus de 300 MW (surtout incinérateurs de déchets ménagers)[r 2].

À la Réunion, la bagasse (résidu de la fabrication du sucre à partir de la canne à sucre, est utilisée comme combustible alternatif au charbon dans les centrales thermiques de Bois Rouge (1992, portée à 108 MWh en 2004) et du Gol (1995, portée à 122 MWh en 2006) ; ces centrales brûlent de la bagasse pendant la saison de récolte de la canne et sucre, et du charbon (ainsi que des huiles usées) le reste du temps ; la bagasse représente 10 % de la production d'électricité de l'île ; un projet d'évolution des cultures vers des variétés à vocation uniquement énergétique permet d’espérer, à terme, la substitution de l’énergie actuellement produite de charbon, par l’énergie « bagasse », sans baisse de revenu pour les planteurs[83].

À la Guadeloupe, la centrale à bagasse du Moule a été inaugurée en 1999 ; il est prévu qu'elle couvre jusqu'à 35 % des besoins d'électricité de l'île en brûlant 180 000 tonnes de bagasse et 165 000 tonnes de charbon colombien pour produire 220 000 tonnes de vapeur pour la sucrerie de Gardel, 15 GWh d'électricité pour les besoins de la sucrerie et 360 GWh pour la distribution publique[84].

Le Fonds Chaleur, ou Fonds Chaleur Renouvelable, est un dispositif de soutien financier mis en place par l'État dans le cadre du Grenelle de l'Environnement pour développer la production de chaleur à partir des énergies renouvelables (biomasse, géothermie, solaire thermique…). Il est destiné à l’habitat collectif, aux collectivités et à toutes les entreprises (agriculture, industrie, tertiaire). Il est géré par l'ADEME. Il a été doté d'un milliard d'euros pour la période 2009-2011[85].

Dans le cadre du Fonds chaleur, l'ADEME lance depuis 2008 des appels à projets intitulés BCIAT : Biomasse Chaleur Industrie, Agriculture et Tertiaire[86]. Le BCIAT contribue au financement des installations de production d'énergie à partir de la biomasse d'une capacité supérieure à 1 000 tep/an, avec un objectif indicatif de 125 000 tep par an. Malgré un écart avec l’objectif initial, le BCIAT 2011 permet de maintenir le cap et les projets soutenus par l’ADEME depuis 2007 représenteront à terme une consommation supplémentaire de biomasse de 633 000 tep/an pour répondre aux besoins énergétiques des industriels français. 8 unités bénéficiaires des BCIAT 2009 et 2010 sont entrées en fonctionnement fin 2011 ; 22 projets ont été retenus en 2012.

Par ailleurs, la CRE organise des appels d'offre, dont :

• appel d'offres portant sur des installations de production d'électricité à partir de biomasse (janvier 2010) : 16 dossiers ont été déposés, pour une puissance totale de 440 MW (dont 3 projets pour 191,5 MW dans la région PACA)[87].

Exemples de réalisations :

• Dalkia (filiale de Veolia Environnement à 66 % et d'Électricité de France (EDF) à 34 %) a été retenu dans le cadre du 4^e appel à projets de la CRE (cogénération), pour construire et exploiter la centrale Brest Métropole Océane. Cette unité valorisera 150 000 tonnes de bois par an, alimentera le réseau de chaleur de la ville et des entrepôts frigorifiques, et évitera le rejet de 70 000 tonnes de CO₂ par an. Dalkia réalisera aussi deux projets pour les papetiers Arjo Wiggins à Bessé-sur-Braye et Seyfert Paper à Descartes : au total 400 000 tonnes de bois valorisées et 200 000 tonnes de CO₂ évitées par an[A 3].
• GDF Suez construit la centrale cogénération biomasse de Lacq (Pyrénées-Atlantiques), retenue dans le 4^e appel à projets de la CRE ; la mise en service est prévue en 2016. Cofely Services, filiale de GDF Suez et exploitant de la centrale, a signé un contrat de vingt ans avec Sobegi, la société gestionnaire du site industriel d'Induslacq où est implantée la centrale, pour fournir de la vapeur aux usines environnantes ; la centrale produira également 89 GWh d'électricité par an. Elle nécessitera la fourniture de 160 000 tonnes de biomasse par an[88].

Centrale géothermique de Bouillante, photo : 2013.

L'énergie géothermique, bien qu'encore modeste en France, semble avoir un potentiel important ; la puissance installée à fin 2015 est de 17 MW ; la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) publiée fin octobre 2016 prévoit une hausse de cette puissance de 8 MW d’ici fin 2018 et de 53 MW d’ici 2023[81].

Les principaux sites existants ou en projet sont :

• la Centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe (15 MW), construite en deux étapes : 1986 (5 MW) puis 2005 ; elle a longtemps été exploitée par Géothermie Bouillante, filiale du BRGM, sans parvenir à l’équilibre économique, faute d’investissements suffisants ; faute de pression suffisante dans le réservoir géothermique, Bouillante ne tourne qu’à 10-11 MW de puissance effective ; depuis fin 2015, la société d’exploitation a un nouvel actionnaire majoritaire : Ormat Technologies, développeur américain de projets géothermiques depuis trente ans à travers le monde, qui détient 60 % des parts du site, alors que le BRGM en conserve 20 % et la Caisse des dépôts, les 20 % restants. Ormat compte investir 70 millions d’euros pour porter la capacité installée à 45 MW d'ici 2021[81] ;
• un peu plus au sud, sur la commune de Vieux-Habitants, la société guadeloupéenne Teranov a obtenu en mai 2016 un permis exclusif de recherche ; sur ce site sera construit le démonstrateur du projet Geotref ; sur l’île de Saint-Kitts, au nord de la Guadeloupe, Teranov a conclu un partenariat public privé avec le fournisseur d’électricité local afin de réaliser une centrale ; par contre, l’ambitieux programme envisagé sur l’île de la Dominique est au point mort après l'abandon d'EDF et Engie[81].
• un projet Géothermie à La Réunion lancé en 1985 et abandonné en 2010 ;
• le projet d'exploitation de la géothermie profonde à Soultz-sous-Forêts dans le Bas-Rhin, lancé en 1987 en collaboration entre la France, l'Allemagne et l'Union européenne, a abouti en 2008 à la production des premiers kWh grâce à des forages à 5 000 m de profondeur ; la centrale avait une puissance nette de 1,5 MW ; après d'importants travaux, la production a été relancée en juillet 2016 avec l'objectif de produire 11 GWh/an[81].
• les partenaires français du projet de Soultz commencent à appliquer à une échelle industrielle les acquis scientifiques du pilote : à Rittershoffen, la centrale géothermique Ecogi, financée par Électricité de Strasbourg, l’amidonnier Roquette Frères et la Caisse des dépôts, a été inaugurée fin 2016 afin d’alimenter en vapeur l’usine Roquette de Beinheim ; plusieurs autres projets sont en cours, si bien que l'Alsace devrait compter huit centrales géothermiques en 2020 avec une puissance totale de 20 à 30 MWe et 150 MWth[81].
• le Ministère de l'Écologie a reçu une vingtaine de projets en géothermie haute température[89]. Six permis ont été délivrés en 2013 et cinq en 2014, dont la majeure partie à Fonroche Géothermie : Landes, Pyrénées-Atlantiques (permis d’Arzacq), Ardèche, Drôme (permis de Val de Drôme), Bouches-du-Rhône, Gard (permis de Vistrenque), Cantal, Haute-Loire, Puy-de-Dôme (permis de Cézallier) et Allier (permis d’Allier-Andelot). La société Electerre de France a reçu un permis dans le Puy-de-Dôme. La majorité des permis sont accordés en Alsace, dans le nord du Bas-Rhin. Huit permis ont été déposés par plusieurs industriels, et le groupe Électricité de Strasbourg (ES) détient seul ou en association cinq permis à haute température[81].
• le groupement Geodeep, créé en juin 2014, réunit 17 entreprises françaises actives dans la géothermie en vue de développer l'exportation du savoir-faire français et de créer un fonds de garantie du risque géologique[81].

La France dispose d'une importante façade maritime et de vastes territoires ultramarins (plus de 10 millions de km2), où existent des potentiels énergétiques parmi les plus importants au monde en termes de ressources d'énergie marine.

Le barrage de la centrale marémotrice de la Rance.

L'énergie marémotrice est déjà exploitée depuis 1966 par l'usine marémotrice de la Rance, en Bretagne, qui a été la première du genre au monde et est restée pendant 45 ans la plus grande du monde ; d'une puissance de 240 MW elle produit 540 GWh par an[F 2]. Un projet beaucoup plus ambitieux consistant à exploiter l'énergie des marées dans la baie du mont Saint-Michel, qui bénéficie de la plus grande amplitude des marées en Europe, par une digue de 40 km avec 800 turbines[90] ou, selon une autre source, 150 groupes de 20 MW qui auraient pu produire 12,8 TWh/an[91], n'a jamais pu être réalisé à cause de son impact considérable sur l'environnement.

L'énergie hydrolienne connait un début de développement : EDF évalue le potentiel hydrolien de la France à 3 000 MW, soit 20 % du potentiel européen, et souligne les atouts de cette énergie : prévisibilité et compacité (la densité de l'eau étant près de 1 000 fois supérieure à celle de l'air, les hydroliennes sont beaucoup plus compactes que les éoliennes pour une même puissance). EDF prépare une première expérimentation devant l'île de Bréhat avec une hydrolienne de 16 mètres de diamètre développant 0,5 MW, construite par la société irlandaise Openhydro et la DCNS ; le parc de Paimpol-Bréhat devrait à terme être équipé de quatre hydroliennes (2 MW)[F 3]. Plusieurs autres expérimentations et projets sont en cours (voir article hydrolienne).

Un premier appel à manifestation d'intérêt a été lancé à Cherbourg fin septembre 2013 par François Hollande : il concerne trois ou quatre « parcs pilotes d'hydroliennes » de cinq à dix hydroliennes chacun, qui pourront être installées dans le raz Blanchard (devant le Cotentin) et dans le passage du Fromveur (devant le Finistère). Les projets retenus seront subventionnées à hauteur de 30 millions d'euros chacun, et leur production sera vendue au prix standard des énergies marines (173 €/MWh). L'Allemand Siemens pourrait se montrer intéressé ainsi qu'EDF, GDF Suez et Alstom, ces deux derniers industriels ayant déjà une hydrolienne d'1 MW en cours de test en Écosse en 2013. EDF a de son côté inauguré une hydrolienne-pilote devant l'île de Bréhat (Côtes-d'Armor), construit par le chantiers navals DCNS et posé à 35 m de fond[92].

L'énergie des vagues peut être exploitée par des houlo-générateurs ou houlomoteurs : EDF a lancé un projet pilote de machine houlomotrice au large de l’île de la Réunion[F 3].

L'éolien offshore peut être rangé dans les énergies marines ; il est traité dans le chapitre "Éolien".

L'énergie thermique des mers, exploitant la différence de température entre les eaux superficielles et les eaux profondes des océans, a fait l'objet d'une étude en 1980, abandonnée en 1986. Une réalisation est en projet à La Réunion : le CHU de Saint-Pierre, ville de la côte sud de l’île, a retenu un projet pilote conduit par la direction des systèmes énergétiques insulaires d’EDF, consistant à utiliser, pour la climatisation des locaux de l’hôpital, la thalassothermie, ou Swac (Sea Water Air Conditioning), technologie qui se développe pour répondre aux besoins de climatisation des bâtiments. Cette solution permet d’économiser plus de 90 % de l’électricité nécessaire à la climatisation. L’eau de mer profonde est naturellement froide, avec une température de 5 à 7 °C lorsqu’on se situe entre −800 et −1 000 mètres. Pompée, elle refroidit une eau douce qui circule dans les climatiseurs. Elle retourne ensuite à l’océan à une température compatible avec le milieu naturel (environ 12 °C). L’île de La Réunion présente un profil idéal : à une distance de 3 à 15 km des côtes, les zones sont déjà suffisamment froides[F 4].

L'énergie osmotique, basée sur les différences de salinité entre eaux douces et salées dans les estuaires, ne fait pas l'objet de projet en France ; elle est expérimentée en Norvège, au Japon et aux États-Unis.

Alors que la Bretagne est une région très consommatrice d'électricité (27 % de la consommation régionale d'énergie contre 25 % sur l'ensemble de la France, hausse de 13 % depuis 2005), le taux d'autonomie de sa production d'électricité n'est que de 18 % en 2018 alors que le « pacte électrique breton », signé en 2010 par les différents acteurs de la filière (État, région, collectivités territoriales), prévoyait d'atteindre, grâce aux énergies renouvelables, une autonomie de production de 34 % en 2020. Malgré les investissements d'un montant de 242 millions d'euros engagés sur cinq ans par RTE pour sécuriser le réseau électrique, la Bretagne n'est toujours pas à l'abri de coupures de courant en cas de grand froid. Le pacte électrique breton prévoyait, pour soutenir le réseau en cas de besoin, la construction d'une centrale à cycle combiné gaz à Landivisiau, dans le Finistère ; ce projet avait été attribué par appel d'offres à Direct Énergie, devenu depuis filiale de Total, mais il n'a toujours pas pu être réalisé du fait d'interminables procédures judiciaires lancées par des associations de défense de l'environnement[93].

Une autre zone fragile est le département des Alpes-Maritimes.

Les « petits systèmes isolés » du réseau métropolitain (Corse, DROM, COM - autrefois nommés DOM-TOM), appelés « zones non interconnectées » (ZNI), ont des caractéristiques spécifiques (absence d'interconnexion directe avec le réseau général, petite taille du réseau et de la clientèle, éloignement de la métropole, climats différents et ressources naturelles différentes de celles de la métropole…) qui justifient des modalités de gestion spécifiques, et sur certains points des choix techniques spécifiques ; sur le plan juridique également, des lois et règlements ad hoc s'appliquent (cf chapitre Réglementation).

Chacun de ces systèmes doit produire son électricité à partir des ressources locales, en général plus coûteuses que celles de la métropole car de plus petite taille, et les compléter par des moyens classiques tels que des groupes Diesel ou des centrales à charbon, pour l'approvisionnement desquels il faut importer des combustibles à des prix supérieurs à ceux des contrats des grandes centrales de métropole, du fait de la faible taille des cargaisons commandées et parfois aussi de l'éloignement. Ainsi, en Corse et en outre-mer, le coût de revient de l'électricité est, dans le meilleur des cas, deux fois plus élevé que son prix de vente au tarif garanti par la péréquation tarifaire. Un système de compensation a été créé pour compenser ces surcoûts : la contribution au service public de l'électricité (CSPE). Établie par la loi, cette contribution est payée par tous les consommateurs d'électricité en France et versée dans un fonds géré par la Caisse des dépôts et consignations qui la répartit entre les producteurs qui ont supporté ces surcoûts (EDF pour l'essentiel).

EDF a créé le service EDF SEI (Systèmes Énergétiques Insulaires)[F 5] pour gérer ces systèmes : il produit, achète, transporte et distribue l'électricité dans les systèmes électriques isolés français suivants : la Corse, les DOM (archipel de la Guadeloupe, Guyane, Martinique, La Réunion), et les collectivités d'outre-mer de Saint-Martin, Saint-Barthélémy (rattachées chez EDF SEI à l'archipel de la Guadeloupe) et l'archipel de Saint-Pierre-et-Miquelon.

EDF s'est doté d'une filiale à 100 % : « EDF Production Électrique Insulaire » (EDF PEI) pour moderniser son parc de centrales thermiques en Corse et en outre-mer : dans les prochaines années, EDF PEI prévoit de produire près de 1 000 MW. EDF intervient également dans l'éolien à travers sa filiale EDF Energies Nouvelles et dans les équipements de production d’eau chaude et de chauffage et d’électricité solaire à partir d’énergies renouvelables à travers « Giordano Industries », dont « EDF Énergies Nouvelles » détient 25 % du capital[F 6].

Les autres collectivités d'outre-mer : Polynésie française et Wallis-et-Futuna, ainsi que Mayotte, devenue DOM en 2011, et la Nouvelle-Calédonie, qui dispose d'un statut particulier de large autonomie, ont des assemblées et des gouvernements qui édictent leurs propres règles. Chacun de ces territoires a sa ou ses sociétés d'électricité.

Enfin, les Terres australes et antarctiques françaises et l'Île de Clipperton, qui n'ont pas de population permanente, sont administrées directement par l'État.

En 2016, les cinq DOM (Guadeloupe, Guyane, Martinique, Mayotte et Réunion) ont produit 7,9 TWh, soit 1,5 % de la production nationale (métropole + DOM) ; la production d'électricité a reculé de 0,8 % en 2017 ; elle repose pour l'essentiel (79 % au total, mais seulement 35 % en Guyane contre 95 % en Martinique et à Mayotte, 85 % en Guadeloupe et 78 % à la Réunion) sur les centrales thermiques classiques fonctionnant à partir de combustibles fossiles importés (pétrole et charbon), mais aussi en partie avec des combustibles renouvelables locaux, en particulier la bagasse à la Réunion et en Guadeloupe. Le mix énergétique des centrales bi-combustibles charbon-bagasse varie fortement selon la disponibilité de la bagasse ; ce sont des centrales de cogénération, qui produisent à la fois de la chaleur pour le fonctionnement de la sucrerie et de l'électricité injectée sur le réseau ; il existe aussi quelques unités à biogaz. Chaque DOM exploite ses particularités géographiques pour produire son électricité : la Réunion et la Guyane disposent de ressources hydrauliques (pluviométrie importante, relief et cours d'eau) qui assurent respectivement 14 % et 59 % de la production, et la Guadeloupe de ressources géothermiques et éoliennes. Les cinq DOM ont tous un fort ensoleillement qui a permis le développement du solaire photovoltaïque, fournissant environ 5 % de l'électricité et même 8 % à la Réunion[M 2].

Les particularités de la demande des DOM sont l'absence d'industries électro-intensives et de chauffage électrique et le développement de la climatisation ; la consommation d'électricité a stagné en 2017 (-0,1 %), atteignant 7,2 TWh ; les secteurs résidentiel et tertiaire représentent respectivement 47 % et 41 % de la consommation finale ; les autres secteurs (industrie, agriculture et transports), qui pèsent 31 % en métropole, se partagent seulement 12 % dans les DOM[M 2].

Les collectivités locales des régions isolées sont particulièrement sensibilisées aux problématiques d'indépendance énergétique et de lutte contre le changement climatique, qui passent par les politiques d'économie d'énergie et de développement des énergies renouvelables. Par exemple, La Réunion s'est donné comme objectif d'atteindre l'autonomie électrique à l’horizon 2030, grâce en particulier au développement de l'utilisation de la bagasse et des énergies marines[94].

En Corse et outre-mer, un quart de l'électricité est issue des énergies renouvelables (25 % en 2012). Afin de renforcer leur développement, EDF travaille sur[95] :

• les énergies à puissance garantie (géothermie, biomasse, biogaz, énergie thermique des mers), dont l'avantage est de pouvoir faire face aux variations de consommation d'électricité ; ces énergies peuvent donc compléter, voire se substituer progressivement au thermique pour assurer la production électrique de base ;
• les énergies intermittentes, comme l'éolien et le solaire : l'enjeu est de faire reculer les limites techniques actuelles pour leur insertion sur les réseaux électriques insulaires (leur caractère aléatoire est un facteur de risque pour l'équilibre ces réseaux) ; dans ce but, EDF développe des modèles de prévision des productions et expérimente un stockage d'énergie de grande capacité (1 MW, à La Réunion) ;
• le renforcement de la sécurité des réseaux électriques.

Afin d'encourager les comportements d’efficacité énergétique, de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de faciliter l'intégration des énergies intermittentes (éolien, solaire) dans les réseaux insulaires, confrontés à des risques de déstabilisation lors des variations trop amples et trop rapides, EDF a lancé le projet Millener[96], soutenu par l’Union Européenne via les fonds FEDER, l’État via l’ADEME dans le cadre des Investissements d’Avenir et les Collectivités Territoriales de Corse : il s'agit d'expérimenter les techniques de « réseaux électriques intelligents » (smart grids) en testant sur trois îles (Corse, Ile de la Réunion, Guadeloupe) et pendant trois ans, deux types de dispositifs de gestion énergétique chez des particuliers volontaires : 1 000 Énergie Box, ou passerelles énergétiques, et 500 installations de stockage d’énergie associées à des panneaux photovoltaïques.

Afin d'éviter les risques de déstabilisation du réseau, un plafond a été fixé pour les énergies renouvelables intermittentes : leur puissance maximale ne doit pas dépasser 30 % de la puissance de pointe de la demande. Cette limite étant déjà atteinte, le développement du photovoltaïque, qui peut atteindre 30 % en pointe mais ne produit que 5 % de l'énergie électrique, est bloqué ; le SER propose donc l'instauration d'un nouveau tarif dans les DOM pour les installations de puissance inférieure à 100 kWc associant autoconsommation, stockage, service réseau et maîtrise de l’énergie[97].

La loi sur la transition énergétique adoptée en 2015 fixe pour les départements d'outre-mer l'objectif de produire plus de la moitié de leur électricité à partir d'énergies renouvelables en 2020 contre 28 % en moyenne en 2014, avec de fortes disparités : 6 % à la Martinique, 62 % en Guyane, grâce notamment à l'hydroélectricité, 18 % en Guadeloupe et 38 % à La Réunion. Le coût de production de l'électricité y est bien plus élevé qu'en métropole, qui bénéficie du nucléaire amorti et de l'interconnexion des réseaux ; selon le dernier rapport de la Commission de régulation de l'énergie, il était compris entre 200 et 250 €/MWh, contre moins de 40 €/MWh sur le marché de gros en métropole. Dans les îles, le solaire et l'éolien se comparent au charbon ou au fuel importés. Le remplacement du charbon par de la biomasse (bagasse) dans les centrales d'Albioma devrait contribuer à se rapprocher de l'objectif, mais le développement des énergies intermittentes est plus compliqué : EDF SEI (SEI pour Systèmes Energétiques Insulaires) estime qu'au-delà de 30 % de la capacité électrique installée, elles risquent de déstabiliser le réseau ; cette limite imposée est contestée par les producteurs de solaire et d'éolien, et EDF pourrait la revoir sensiblement à la hausse, à 35 % en 2018 et entre 40 et 45 % en 2023, grâce à un système de stockage centralisé en cours de tests et à la baisse des coûts des batteries. La géothermie et l'énergie des mers ont un potentiel important, et les 130 000 chauffe-eau solaires installés à La Réunion ont permis d'éviter l'installation de deux ou trois turbines à combustion[98].

Le groupe Albioma (ex-Séchilienne-Sidec) assure une part importante de la production d’électricité outre-mer, avec ses centrales thermiques au charbon et à la bagasse (le résidu fibreux de la canne à sucre) : 30 % en moyenne (hors Mayotte) et même 53 % à La Réunion. EDF SEI estime que la montée en puissance de la biomasse sera le principal contributeur à l’atteinte des objectifs d'énergies renouvelables dans les DOM. En 2014, 59 % de la production électrique d'Albioma provenait du charbon, et jusqu’à 80 % à La Réunion. Mais le potentiel d’amélioration est élevé. Les usines d’Albioma comptent parmi les rares au monde à être capables de brûler indifféremment de la biomasse et du charbon, ce qui devrait permettre de faire tomber la proportion de charbon à 55 % en 2015 et à 20 % en 2023.  À elle seule, cette évolution permettrait de faire passer la part des énergies renouvelables dans l’électricité des DOM de 28 % en 2013 à 47 % en 2023. Albioma prévoit d’investir pour cela 350 millions d’euros sur dix ans, à la fois pour remplacer le charbon par de la biomasse dans ses centrales existantes et pour construire de nouvelles centrales 100 % biomasse ; le potentiel de la bagasse étant déjà atteint, il faudra utiliser la paille de canne à sucre et des déchets verts provenant de la collecte sélective et de l’exploitation forestière ; pour démarrer la transition, à la Martinique ou à La Réunion, Albioma utilisera des pellets de bois importés[99].

• Corse :
• Guadeloupe :
• Guyane :
• Martinique :
• La Réunion :
• Saint-Pierre-et-Miquelon :

• Mayotte :
• Polynésie française :
• Wallis-et-Futuna : l'électricité est fournie au moyen d'une centrale Diesel par la société EEWF (Eau et Électricité de Wallis-et-Futuna), filiale d'Eau et Électricité de Nouvelle-Calédonie (EEC), elle-même filiale de GDF-Suez[100].
• Nouvelle-Calédonie :

L'impact le plus important de la production d'électricité sur l'environnement réside dans les émissions de gaz à effet de serre causées par la combustion de charbon ou de gaz.

En 2020, les émissions de CO₂ dues à la production d'électricité ont baissé de 9 %. La crise sanitaire a entrainé une diminution des besoins en électricité, et la production s’est donc significativement ajustée à la baisse. La production d’origine nucléaire a baissé en 2020, passant de 70 % à 67 % en proportion de la production totale d’électricité. Mais cette diminution a été compensée partiellement par les productions d’origine hydraulique, éolienne et solaire qui ont progressé respectivement de +8 %, +17 % et +2 %. La baisse des émissions de CO2 associées à la production électrique constatée en 2020 s‘explique donc directement par la baisse de la production à partir des moyens les plus polluants tels que le charbon et le gaz, production en retrait de 11 %[y 9]. Les émissions dues à l’autoconsommation (62 % de gaz, 18 % de fioul, 17 % d’incinération de déchets ménagers et 3 % de charbon) sont évaluées à 3,2 Mt de CO₂, en baisse de 11 %[y 10]. Contrairement à d’autres pays européens, la France n’a pas augmenté sa part d’électricité décarbonée de manière significative depuis 1993 (fluctuant entre 90 % et 95 % ; 92 % en 2020), car la production nucléaire baisse progressivement depuis 2005 du fait d’une moindre disponibilité du parc de production (maintenances, visites décennales) ; seule la production solaire et éolienne terrestre progresse depuis vingt ans. La production d’électricité représentait environ 4,8 % des émissions totales de CO₂ en France en 2019[y 11]. Les émissions de CO₂ dues à la production d'électricité (hors autoconsommation) s'élevaient à 17,1 Mt en 2020 contre 18,7 Mt en 2019 ; leur principale source est le gaz naturel (13,5 Mt)[y 12].

En 2019, les émissions de CO₂ dues à la production d'électricité[n 8] ont reculé de 6 %, tombant de 20,4 Mt à 19,2 Mt, niveau proche de celui de 2015, après trois années de hausse due à la conjonction de la baisse de la production nucléaire et de celle de l'hydraulique, puis une chute de 28 % en 2018. Elles proviennent des centrales thermique fossiles pour 17,5 Mt (gaz : 14,8 Mt, charbon : 1,5 Mt, fioul : 1,2 Mt) et des UIOM pour 1,7 Mt ; le recul de 2019 provient surtout des centrales à charbon : −4,1 Mt, en partie compensé par une augmentation des émissions des centrales à gaz : +2,8 Mt[x 3].

En 2016, elles avaient augmenté de 21,8 % ; cette remontée découlait de l'augmentation de la production thermique fossile causée par les arrêts pour contrôle de plusieurs réacteurs nucléaires imposés par l'ASN. Ces émissions restaient cependant inférieures de 12 % à celles de 2013 ; on constate depuis 2008 une tendance globale à la diminution de ces émissions, proches à cette époque de 35 Mt[e 2].

La production d'électricité est responsable en 2016 de 11 % des émissions due à la combustion d'énergie en France, taux particulièrement bas comparé à la moyenne de l'Union européenne de 34 % et à la moyenne mondiale de 40 %[101].

Les émissions unitaires de CO₂ pour la production d'électricité sont inférieures à 80 g de CO₂ par kilowatt-heure en 2017 contre plus de 300 g pour l'Union européenne à 28 ; elles sont élevées dans les pays où la filière charbon est encore importante, comme l’Allemagne : 480 g et la Pologne : 800 g ; seule la Suède fait mieux que la France, grâce à sa production hydroélectrique (45 %) et nucléaire (39 %)[101].

Une centrale électrique à charbon émet 0,87 tCO₂/MWh pour une centrale à charbon, tandis qu'une autre à gaz émet 0,36 tCO₂/MWht[101].

• oxydes d'azote, souvent désignés par le terme générique « NOx » : le protoxyde d'azote N2O est un puissant gaz à effet de serre ; parmi les oxydes d’azote, les principaux polluants atmosphériques sont NO et NO2, qui proviennent essentiellement de la combustion des combustibles fossiles ; le NO2 est très toxique, surtout pour les asthmatiques ; par ailleurs, il intervient indirectement dans l'effet de serre ; enfin, NO et NO2 contribuent au phénomène de pluies acides.
• dioxyde de soufre (SO2) : la pollution atmosphérique en dioxyde de soufre issue de l'industrie provient principalement de la consommation de combustibles fossiles ; il est toxique par inhalation ou ingestion ; c'est une des principales causes des pluies acides ;
• particules fines

La directive européenne 96/61/CE du Conseil du 24 septembre 1996 (codifiée par la directive 2008/01/CE du 29 janvier 2008) relative à la prévention et à la réduction intégrées de la pollution, dite IPPC, vise à prévenir et réduire toutes les pollutions chroniques et risques de pollution chronique émises par 50 000 installations européennes estimées les plus polluantes. En France, la directive est transposée dans la législation relative aux installations classées pour la protection de l’environnement (articles L.511-1 et suivants du Code de l'environnement en vigueur depuis le 22 septembre 2000).

Les producteurs d'électricité ont investi des sommes considérables dans la mise aux normes de leurs centrales thermiques ; cependant, la prochaine étape d'abaissement des seuils d'émission de NOx va entraîner la fermeture de la plupart des centrales à charbon françaises.

En France, à partir des critères internationalement reconnus, différents types de déchets ont été définis par l'Autorité de sûreté nucléaire, chacun nécessitant une gestion différente :

• les déchets de haute activité (HAVL) et les déchets de moyenne activité et à vie longue (MAVL) : ce sont principalement les déchets issus du cœur du réacteur, hautement radioactifs ; et dont la radioactivité reste notable pendant des centaines de milliers, voire millions d'années (mais pas à un niveau « hautement radioactif » - à échelle géologique, ces déchets se transforment en « faible activité vie longue » (FAVL)).
• les déchets de faible et moyenne activité à vie courte (FMA-VC) : ce sont principalement les déchets technologiques (gants, combinaisons, outils, etc.) qui ont été contaminés pendant leur utilisation en centrale ou dans une installation du cycle. Leur nocivité ne dépasse pas trois cents ans.
• les déchets de très faible activité (TFA) : ce sont principalement des matériaux contaminés provenant du démantèlement de sites nucléaires : ferraille, gravats, béton… Ils sont peu radioactifs mais les volumes attendus sont plus importants que ceux des autres catégories.

Les déchets de haute activité sous forme chimique solide et stable (généralement des oxydes) dégagent de la chaleur et sont donc entreposés dans des piscines d'eau ou dans des installations ventilées sur les sites de la Hague et de Marcoule.

Un processus de séparation sélective, effectué dans l'usine de la Hague, puis de vitrification produit un volume de colis de déchets hautement radioactifs d'environ 100 m³ par an.

La France n'a pas encore défini de mode de gestion de long terme pour les déchets à haute activité et à vie longue. La loi Bataille du 30 décembre 1991 a organisé les recherches jusqu'en 2006 pour encadrer trois axes de recherche :

1. Transmutation et/ou séparation chimique,
2. Stockage des déchets radioactifs en couche géologique profonde définitif ou réversible,
3. Entreposage nucléaire en surface ou subsurface.

Le stockage en couche géologique profonde est étudié par l'Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA). La loi du 28 juin 2006 confirme ce rôle de l'ANDRA et lui demande d'étudier la mise en service industriel d'un stockage réversible en couche géologique en 2025 (projet Cigéo).

Les deux autres axes de recherche sont confiés par la loi Bataille au CEA jusqu'en 2006. La loi du 28 juin 2006 a confié à l'Andra la responsabilité des études sur l'entreposage nucléaire.

Le projet de centre de stockage profond de déchets radioactifs Cigéo[102] est conçu pour stocker les déchets hautement radioactifs et à durée de vie longue produits par l’ensemble des installations nucléaires actuelles, jusqu’à leur démantèlement, et par le traitement des combustibles usés utilisés dans les centrales nucléaires. Ce principe du stockage profond a été retenu par la loi, après 15 ans de recherche et un débat public, comme seule solution sûre à long terme pour gérer ce type de déchets sans en reporter la charge sur les générations futures. Il est implanté à Bure, dans l’Est de la France, à la limite de la Meuse et la Haute-Marne. Entré en phase pré-industrielle en 2011, le projet Cigéo pourrait accueillir les premiers déchets en 2025 après une série de rendez-vous définis par la loi :

• organisation d’un débat public, prévu en 2013 ;
• dépôt de la demande d’autorisation de création par l’Andra en 2015 ;
• entre 2015 et 2018 :
  • instruction de cette demande par les autorités compétentes et avis des collectivités ;
  • loi sur les conditions de la réversibilité du stockage ;
  • enquête publique ;
  • en fonction des résultats des étapes précédentes, autorisation de création de Cigéo.

Les déchets FMA sont stockés en France sur un site de surface. Ils sont d'abord solidifiés pour éviter la dispersion de la radioactivité, puis enrobés de béton, de résine ou de bitume pour éviter toute possibilité de réaction chimique et bloquer le déchet dans son conteneur. Ils sont finalement placés dans des conteneurs métalliques ou en béton, de bonne résistance mécanique et manipulables sans dispositions particulières de radioprotection. Les conteneurs sont stockés en surface dans deux sites de l'Andra :

• le Centre de stockage de la Manche, situé sur la commune de La Hague, qui a accueilli les colis de déchets de 1969 à 1994 ; il est aujourd’hui en phase de surveillance[103] ;
• le Centre de stockage de l'Aube situé sur la commune de Soulaines-Dhuys, qui accueille depuis 1992 les déchets français pour environ 40 ans. Sa capacité de stockage est d'un million de mètres cubes. Il est aujourd'hui en phase d'exploitation.

Les déchets TFA, principalement issus du démantèlement, sont compactés et conditionnés en big-bags ou en caissons métalliques. Ils sont rangés dans des alvéoles creusés dans l'argile, dont le fond est aménagé pour recueillir d'éventuelles eaux infiltrées pendant toute la durée du stockage.

Les coûts de production sont des informations difficilement accessibles, car relevant du secret commercial. Cependant, dans le secteur électrique, fortement réglementé et contrôlé, les organismes de régulation et de contrôle ont accès à ces données et fournissent des informations assez complètes, voire parfois très détaillées ; c'est le cas en particulier pour le nucléaire et les énergies renouvelables.

La Cour des Comptes a publié le 31 janvier 2012 un rapport très complet, qui fait référence, sur « Les coûts de la filière électronucléaire »[CCn 1] ; en 430 pages, il étudie de façon exhaustive tous les aspects de la question, en étudiant les coûts en 2010 ; parmi les informations les plus importantes, on note :

• le coût total de construction des 58 réacteurs actuellement en fonctionnement[CCn 2] : 83,2 milliards d'euros 2010[n 9], plus 12,8 milliards d'euros d'intérêts intercalaires[CCn 3] (intérêts payés pendant la période de construction sur les emprunts contractés pour son financement), soit au total 96 milliards d'euros 2010 ; il conviendrait d'y ajouter les investissements de maintenance (remplacements de composants tels que les générateurs de vapeur, etc.), mais la Cour n'en a pas trouvé d'inventaire exhaustif et cite seulement leurs montants annuels, qui croissent rapidement de 584 M€ (€ 2010) en 2003 à 1 748 M€ en 2010[CCn 4].
• le coût du combustible nucléaire : 5,23 €/MWh[CCn 5] ; ce coût inclut, en plus des achats, à AREVA ou à d'autres fournisseurs, d'assemblages combustibles prêts à l'utilisation, le coût de portage du stock, c'est-à-dire le coût financier de l'immobilisation de trésorerie que représente le combustible en réacteur et le stock de sécurité (4 ans de consommation au total) ; par contre, il ne comprend pas les coûts de l'aval du cycle (retraitement, stockage de longue durée), examinés plus loin ; on peut remarquer que le coût de combustible ne représente qu'une part modeste dans le coût complet du kilowatt-heure ; de plus, il comprend une part majoritaire de valeur ajoutée sur le sol français (fluoration, enrichissement, fabrication des assemblages) : le poids des importations de minerais est donc très faible ;
• le total des charges d'exploitation (combustible, personnel, sous-traitance, impôts et taxes, coûts centraux) : 22 €/MWh[CCn 6] ;
• les coûts prévisionnels de démantèlement : 18,4 Mds €[CCn 7] (cumul sur l'ensemble du parc, calculé par EDF selon la méthode des coûts de référence) ; la Cour compare cette évaluation avec des évaluations faites par d'autres pays et remarque que celle d'EDF est la plus faible ; EDF répond que ces évaluations ne sont guère comparables, soit parce que les centrales ne sont pas de la même filière, soit surtout parce qu'il s'agit de centrales construites en un ou deux exemplaires pour un exploitant régional (cas des États-Unis), alors que les réacteurs français, construits en série selon la méthode des paliers, permettront des économies substantielles grâce à l'effet de série ;
• les coûts prévisionnels de gestion des combustibles usés : 14,8 Mds €[CCn 8] ;
• les coûts prévisionnels de gestion des déchets : 23 Mds €[CCn 9] ;
• les coûts de l'EPR[CCn 10] : estimé fin 2008 par EDF à 54,3 €/MWh pour un EPR de série ; pour celui de Flamanville, tête de série pénalisée par de multiples problèmes et surtout par un allongement extrême de sa durée de construction, accroissant considérablement les intérêts intercalaires, le coût complet est évalué entre 70 et 90 €/MWh ; la réévaluation du cout de la centrale de 8,5 à 10,5 Milliards d'euros en 2015 laisse à penser que le coût du mégawatt-heure de cette centrale sera encore plus élevé[104] ;
• le coût complet du nucléaire[CCn 11] : entre 33,1 et 49,5 €/MWh selon quatre méthodes d'évaluation différentes, la plus basse étant un coût comptable abaissé par l'amortissement avancé des centrales actuelles, la plus élevée résultant d'une approche économique plus représentative du coût à long terme de l'ensemble du parc existant. En prenant en compte le programme d'investissements annoncé par EDF depuis 2010 et renforcé après l'accident nucléaire de Fukushima, le coût complet atteindrait selon la Cour 54,2 €/MWh[CCn 12].

Le rapport insiste beaucoup sur les nombreuses incertitudes qui pèsent sur les estimations de coûts prévisionnels ainsi que sur l'évolution future des coûts, en particulier ceux d'investissement. Il note cependant que les incertitudes sur les coûts de démantèlement et les dépenses de fin de cycle pèsent peu sur le coût global futur du nucléaire, qui dépendra beaucoup plus des décisions stratégiques qui seront prises sur :

• la durée de vie des réacteurs actuels : 40 ans ou 60 ans ; la plupart des réacteurs construits aux États-Unis avant ceux du parc français actuels ont déjà été autorisés à poursuivre leur exploitation jusqu'à 60 ans ; une telle décision permettrait bien évidemment des économies d'investissement considérables ;
• le choix des filières qui remplaceront le parc actuel : 3^e génération (EPR) ou 4^e génération (réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium, réacteur nucléaire à sels fondus, etc).

La Cour des Comptes a publié le 27 mai 2014, sur demande de l'Assemblée Nationale, un rapport d'actualisation de ses évaluations de 2012 : il en résulte que l'estimation du « coût courant économique » du nucléaire a augmenté de 21 % en trois ans, passant de 49,6 €/MWh en 2010 à 59,8 €/MWh en 2013 (+16 % en euros constants) ; cette augmentation est presque entièrement due à l’évolution des charges, en particulier des investissements de maintenance, qui représente plus de la moitié de l'augmentation totale ; les autres charges ont augmenté d'environ 10 %, soit +5 % en euros constants ; le programme dit de « grand carénage » d'EDF prévoit de mener pour 55 milliards d'euros de travaux de maintenance et de modernisation de ses 58 réacteurs nucléaires, d'ici 2025, pour améliorer leur sûreté et pouvoir prolonger leur durée de vie au-delà des 40 ans initialement prévus[105]. La Cour insiste sur sa recommandation au gouvernement de prendre position sur le prolongement de la durée d'exploitation des réacteurs au-delà de quarante ans, car l'évolution future du coût du nucléaire dépendra avant tout de ce facteur, alors qu'aux États-Unis 73 réacteurs ont déjà reçu l'autorisation d'aller jusqu'à soixante ans[106].

Évolution des tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque en France
source données : Commission de régulation de l'énergie.

Un autre rapport de la Cour des Comptes[CCc 1], publié en juillet 2012 pour examiner les suites données aux recommandations sur la CSPE de son rapport public annuel de 2011, fournit un panorama très complet des coûts de ces énergies (du moins, indirectement à travers les prix auxquels les opérateurs - EDF en particulier - sont légalement obligés de les acheter - à comparer aux prix du marché de gros, qui fluctuent aux alentours de 50 €/MWh, autrement dit 5 c/kWh) :

• éolien[CCc 2] : 8,5 c/kWh (soit 85 €/MWh) pendant dix ans pour les éoliennes terrestres, 23 c/kWh (soit 230 €/MWh) pour les éoliennes offshore ;
• photovoltaïque[CCc 3] : 288,5 à 464 €/MWh pour les toitures résidentielles, 288,5 à 402 €/MWh pour les toitures non-résidentielles ;
• biomasse[CCc 4] : 4,34 c/kWh + 7,7 à 12,5 c de prime d'efficacité ;
• biogaz[CCc 4] : 8,12 c/kWh à 9,745 c + prime d'efficacité de 0 à 4 c ;
• méthanisation[CCc 5] : 11,2 à 13,37 c/kWh + primes de 0 à 6,6 c ;
• petite hydraulique[CCc 6] : 6,07 c/kWh + prime de régularité 0,5 à 1,68 c ;
• géothermie[CCc 2] : 20 c/kWh + prime d'efficacité de 0 à 8 c (DOM : 13 c + prime de 0 à 3 c) ;
• cogénération[CCc 7] : 8 à 13 c/kWh selon le prix du gaz ; la cogénération, production simultanée de chaleur et d'électricité, bien que ne relevant pas a priori des énergies renouvelables, est considérée comme un procédé bénéfique pour l'environnement parce qu'il permet d'atteindre des rendements élevés, donc d'économiser l'énergie (économie de l'ordre de 35 %) ; la chaleur est souvent utilisée pour alimenter un réseau de chaleur, ou pour un process industriel ou autre : de nombreux hôpitaux ont une centrale de cogénération.

Le graphique ci-joint présente l'évolution des tarifs d'achat du solaire photovoltaïque depuis le 2^e trimestre 2011 : en 2 ans et demi, le tarif particuliers (<9 kW, intégration au bâti) a baissé de 37,3 % et celui qui s'applique aux installations à intégration simplifiée au bâti, hors résidentiel (<36 kW) de 52,1 %.

D'après une étude de 2015 de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe)[107], la production des énergies renouvelables dans l'Hexagone pourrait potentiellement atteindre 1 268 TWh par an, toutes filières vertes confondues (éolien, solaire, biomasse, géothermie, hydraulique, énergies marines), soit trois fois la demande annuelle d'électricité prévue au milieu du siècle : 422 TWh ; un choix énergétique avec 100 % d'énergies renouvelables serait à peine plus coûteux qu'une combinaison avec 50 % de nucléaire et 40 % de renouvelable. Damien Siess, directeur adjoint à la production et aux énergies durables de l'Ademe, déclare au Monde que « Les renouvelables sont aujourd'hui plus chères que le nucléaire, mais leur coût ne cesse de baisser. C'est l'inverse pour le nucléaire, qui est aujourd'hui peu cher mais dont le coût est à la hausse, en raison notamment des normes de sécurité exigées pour les nouveaux réacteurs comme l'EPR. » Le délégué général de l'Union française de l'électricité, Jean-François Raux, juge que l'étude n'est pas mal faite, mais que ce scénario « ne règle pas la question de la stratégie bas carbone pour le système énergétique global, puisqu'il ne porte que sur l'électricité »[107].

En mars 2017, le quatrième appel d'offres photovoltaïque lancé par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a obtenu un prix moyen d'achat de l'électricité autour de 62,5 €/MWh pour des centrales au sol, prix nettement inférieur à celui de l'éolien, d'environ 80 €/MWh[108].

Comme le montrent les prix cités ci-dessus, la plupart des énergies renouvelables ont un coût très supérieur au prix du marché de gros. Leur développement n'est donc possible, au moins dans une phase d'amorçage, que moyennant un système de subventions. En France, comme dans la plupart des pays européens, le système de financement public qui a été choisi repose sur une obligation d'achat imposée par la loi aux fournisseurs d'électricité, à des tarifs de rachat fixés par décret, avec en compensation un dédommagement égal au surcoût de ces tarifs par rapport aux prix de marché. Le gouvernement a choisi, vu l'état précaire des finances publiques, de financer ces dédommagements non par l'impôt, mais par un supplément de prix prélevé sur les factures d'électricité, dénommé Contribution au service public de l'électricité (CSPE) ; créée par la loi n^o 2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie, la CSPE poursuit également plusieurs autres objectifs : compensation des surcoûts de production dans les ZNI (zones non interconnectées, à savoir la Corse et l'Outre-Mer), de ceux de la cogénération, des tarifs sociaux[109].

Au début de 2010, à la suite de la flambée des demandes d'achat d'électricité photovoltaïque reçues par EDF en novembre-décembre 2009, le gouvernement a décrété un moratoire des demandes d'achat, puis, sur la base d'un rapport de l'Inspection Générale des Finances (IGF)[110], a adopté à l'automne 2010 une série de mesures qui ont globalement réussi à assainir la filière.

Dans son rapport annuel public 2011, la Cour des Comptes consacrait un chapitre à la CSPE, constatant son insuffisance pour couvrir les surcoûts imposés aux producteurs d’électricité (fin 2010, le déficit cumulé atteignait 2,8 Mds € et pesait sur le fonds de roulement d’EDF) ; elle formulait plusieurs recommandations, en particulier : réexaminer le financement du soutien au développement des énergies renouvelables et des autres charges du service public de l’électricité, par le consommateur d’énergie et non par le consommateur d’électricité uniquement. En effet, le dispositif actuel, faisant supporter le surcoût des EnR aux seuls consommateurs d'électricité, affaiblit la compétitivité de cette énergie par rapport aux énergies émettrices de gaz à effet de serre, ce qui va directement à l'encontre du but poursuivi. Dans l'idéal, la CSPE devrait être affectée aux factures de gaz et de produits pétroliers et non à l'électricité.

Charges de service public dues aux énergies renouvelables en métropole

Les surcoûts des EnR, que la CRE désigne comme "charges de service public dues aux contrats d’achat d’EnR", sont passés de 323 M€ en 2007 à 3 156 M€ en 2013 ; la CRE, dans sa proposition pour 2015, estime qu'ils atteindront 3 722 M€ en 2014 et 4 041 M€ en 2015, dont 62 % pour le photovoltaïque[S 1].

Le détail des surcoûts découlant des achats d'EnR est le suivant :

Pour compléter ces données, les charges EnR des zones non interconnectées pour 2015 sont estimées à 289,8 M€, dont 270,3 M€ pour le photovoltaïque.

Au total, sur la France entière, les charges 2013 dues aux EnR atteignaient 3 156,1 M€, dont 2 143,7 M€ pour le photovoltaïque, soit 68 % ; en 2014, elles passeront à 3 722,5 M€, dont 2 393 M€ de photovoltaïque, soit 62 %, et en 2015 à 4 041,4 M€, dont 2 510 M€ de photovoltaïque, soit 62,1 %[S 1].

Les coûts d'achat moyen par EDF (environ 90 % du total) pour les diverses EnR sont en 2010, 2011 et 2012[S 4]:

Les coûts moyens d'achat ci-dessus intègrent l'ensemble des contrats signés depuis la création du système ; ils sont donc différents des tarifs appliqués aux nouvelles installations, en particulier pour le photovoltaïque, dont les tarifs baissent : au 4^e trimestre 2013, le tarif d'achat est de 29,1 c€/kWh (291 €/MWh) pour une installation intégrée au bâti[S 5].

En comparaison, les prix de marché utilisés pour calculer les surcoûts étaient en moyenne de 47,9 €/MWh en 2010, 48,5 €/MWh en 2011 et 45,5 €/MWh en 2012 mais ils ont atteint 82,45 €/MWh en février 2012 contre 38,96 €/MWh en mai 2012.

L'accroissement du surcoût des énergies renouvelables est très rapide ; les prévisions pour 2020 sont de 6,5 (EDF) à 8,4 milliards d'euros (CRE)[CCc 9], dont :

• éolien terrestre : 926 à 1 291 M€ ;
• éolien en mer : 1172 à 2 572 M€ ;
• photovoltaïque : 2080 à 2 778 M€ ;
• biomasse + biogaz : 1196 à 1 667 M€.

Le montant de la CSPE était de 10,5 €/MWh au 2^e semestre 2012 ; 13,5 €/MWh en 2013, 16,5 €/MWh en 2014 et 19,5 €/MWh en 2015, alors que le montant prévisionnel calculé par la CRE était de 25,93 €/MWh[S 1] ; mais la loi plafonnant ses augmentations à 3 €/MWh par an, il est passé à 19,5 €/MWh.

Le prix moyen toutes taxes comprises de l'électricité en France pour les ménages consommant entre 2 500 et 5 000 kWh au premier semestre 2014, tiré de la base de données d'Eurostat[111], était de 15,85 c€/kWh ; la CSPE de 16,5 €/MWh, soit 1,65 c€/kWh, en vigueur en 2014 représentait donc 10,4 % de la facture moyenne, et les 10 €/MWh relatifs au photovoltaïque[n 10] représentent 6,3 % de la facture ; en 2015, la CSPE de 19,5 €/MWh représentera environ 11,8 % de la facture moyenne ; selon la CRE, la CSPE représentera en moyenne, pour l'ensemble des ménages, 15 % de la facture d'électricité en 2015[S 1], etla part des énergies renouvelables dans la CSPE 2015 sera de 10,97 €/MWh[S 6].

En Allemagne, où l'EEG-Umlage, équivalent de la CSPE (mais consacrée uniquement au financement du surcoût des EnR) atteint 53 €/MWh depuis le 1^er janvier 2013, ce qui représente un coût de 20 milliards d'euros par an pour les consommateurs d'électricité, les négociations pour la formation d'un gouvernement d'union CDU-SPD s'orientent vers une révision en baisse des objectifs de production d'éolien offshore pour 2020 à 6,5 GW au lieu de 10 GW, et vers une réduction des aides à l'éolien terrestre et aux autres énergies renouvelables, qui seront réorientées vers un système de primes qui remplacerait le système actuel de prix d'achat garanti : les producteurs de ces énergies vendront leur électricité sur le marché et recevront une prime au kilowatt-heure ; la chancelière Angela Merkel a déclaré : « Nous devons surtout freiner l'explosion des coûts. »[112].

Le commissaire européen à la Concurrence Joaquin Almunia a présenté le 9 avril 2014 un projet de "nouvelles lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l'environnement et de l'énergie " destiné à mettre fin progressivement au régime dérogatoire à la règle de la libre concurrence qui interdit les aides d'état, dont bénéficiaient les énergies renouvelables afin de favoriser leur montée en puissance[113] ; la Commission estime que ce système a fait son temps, a rempli son objectif puisque les énergies renouvelables assurent désormais 14 % de l'approvisionnement énergétique européen, et a provoqué des "bulles" et des abus, notamment du fait des tarifs garantis pour le photovoltaïque. Elle propose donc pour la période 2014-2020 :

• d'interdire le système de prix garantis pour toutes les installations solaires de plus de 500 kW et éoliennes de plus de 3 MW ;
• de privilégier désormais un système d'appel d'offres sans discrimination entre énergies renouvelables (le solaire l'emportera dans les régions ensoleillées, l'éolien dans les régions ventées, la biomasse dans les régions forestières, etc) afin de réintégrer l'électricité verte dans les mécanismes de marché ;
• des régimes plus souples mais complexes sont prévus pour les technologies non matures ;
• les soutiens aux biocarburants de première génération seront interdits à l'horizon 2020 ;
• de maintenir le régime dérogatoire dont bénéficient les industries les plus énergivores pour plafonner leur contribution au financement des énergies renouvelables : 65 secteurs (ciment, aluminium, etc) ; au terme d'un intense lobbying, les électro-intensifs allemands ont obtenu le maintien du volume d'exemption à la taxe sur les énergies renouvelables (EEG) qui s'élèvera cette année à 5 milliards d'euros ; le ministre de l’Économie et de l’Énergie, Sigmar Gabriel, a déclaré que « cela représente un coût de 40 euros par an pour un ménage de trois personnes, mais le maintien de plusieurs centaines de milliers d'emplois ».

La France a demandé une période d'adaptation jusqu'à 2018.

À compter du 1^er janvier 2016, le système des tarifs d’achat réglementés dont bénéficient les énergies renouvelables va disparaître, pour faire place à un dispositif de vente sur le marché, assorti d’une prime ; ce nouveau dispositif, imposé par Bruxelles, s’appliquera aux installations de puissance installée supérieure à 500 kilowatts, hors filières émergentes comme l’éolien en mer ; l’éolien terrestre bénéficiera d’un délai supplémentaire, probablement de deux ans ; le solaire photovoltaïque, qui dépend des appels d’offres pour les grandes centrales, sera concerné dès 2016, ainsi que la biomasse, la géothermie et le biogaz. Pour vendre leur électricité sur le marché, de nombreux producteurs d’énergie verte vont devoir se tourner vers un intermédiaire : l’agrégateur, car les producteurs doivent fournir des prévisions à l’avance, et subissent des pénalités en cas d'erreur ; or, dans les renouvelables, il est difficile d’établir des estimations fiables, surtout pour les petits producteurs ; les agrégateurs, qui achètent de l’électricité à plusieurs producteurs, voient leurs risques d’erreur minimisés grâce à la diversification de leur portefeuille. Parmi les agrégateurs, outre EDF et Engie, les acteurs allemands vont mettre à profit leur expérience[114].

Le 22 octobre 2015, l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie a publié une étude présentant 14 scénarios à l'horizon 2050 avec des parts d'énergies renouvelables (EnR) allant de 40 à 100 % ; le coût de l’électricité passerait de 103 €/MWh en supposant 100 % d’EnR avec un accès facilité au capital à 138 €/MWh avec 80 % d’EnR, coûts élevés et acceptabilité restreinte. Le scénario central avec 100 % d'EnR en 2050 (63 % d'éolien, 17 % de solaire, 13 % d'hydraulique, 7 % d'autres EnR : géothermie, biomasse, énergies marines) aboutirait à un coût d'électricité de 119 €/MWh, à peine supérieur aux 117 €/MWh du scénario avec 40 % d'EnR et 55 % de nucléaire. Pour arriver à ce résultat, les auteurs de l'étude ont supposé que le coût du nucléaire passerait à 80 €/MWh contre 42 €/MWh en 2015 et que celui des EnR baisserait fortement : 60 €/MWh pour le solaire au sol, 107 €/MWh pour les éoliennes en mer flottantes. La consommation d'électricité est supposée baisser de 465 TWh en 2014 à 422 TWh en 2050. La gestion de l’intermittence des EnR serait résolue par plusieurs moyens : l’intelligence des systèmes (par exemple : recharge des appareils électriques au moment où le soleil brille), le stockage intrajournalier utilisant des batteries ou des moyens hydrauliques (stations de transfert d’énergie par pompage), et le stockage intersaisonnier à l’aide du power to gaz (transformation de l’électricité en gaz)[115].

Selon le blog du journaliste scientifique Sylvestre Huet, cette étude est critiquable pour sa méthode (simulation d'un parc théorique, sans prise en compte du parc existant antérieurement ni du cheminement pour arriver à ce parc théorique), sur les coûts d'investissement hypothétiques ou irréalistes, sur l'hypothèse d'une réduction de la consommation d'électricité à 422 TWh en 2050 contre 474 TWh en 2014 (corrigé des écarts de température) alors que des hypothèses contradictoires donnent 12 % de croissance de la population, plusieurs millions de voitures électriques en circulation, des exportations d'excédents de production éolienne et solaire qui pourraient, selon ces hypothèses, atteindre 16 GW alors que les pays voisins seraient eux aussi en excédents simultanément, et les rendements des dispositifs de stockage seraient surestimés[116].

Consommations journalières en France un mois d'hiver (février 2012) et un mois d'été (août 2012)
source : RTE[t 3]

Courbes de charge d'un jour de semaine et d'un jour de week-end en France (puissances instantanées en MW)
source : RTE[t 4]

L'électricité ne se stocke pas en tant que telle, et les dispositifs de stockage indirects existants (batteries, STEP, etc.) sont coûteux ou peu performants ; il est donc nécessaire d'équilibrer en permanence, en temps réel, l'offre et la demande : les groupes de production doivent à chaque instant adapter leur production à la puissance appelée par les consommateurs.

L'entité responsable de cet équilibrage, fonction tout à fait essentielle pour le système, est RTE, en particulier à travers le Centre national d'exploitation système (CNES ou « dispatching » national).

La consommation d'électricité varie en fonction de plusieurs paramètres, dont les deux principaux sont :

• la période de l'année, avec trois cycles :
  • un cycle annuel, avec une pointe de consommation en janvier ou février et un creux au 15 août ; le graphique hiver-été montre l'ampleur de cette variation saisonnière ;
  • un cycle hebdomadaire, comprenant cinq jours ouvrables assez semblables et un week-end où la consommation est nettement plus basse ; ces creux des week-ends sont très visibles sur le graphique hiver-été ; le graphique semaine-weekend permet de visualiser de façon plus précise la différence de forme de courbe de charge entre un jour de semaine et un dimanche ;
  • un cycle journalier, avec une pointe le matin vers 9 h et une deuxième le soir vers 19 h : le graphique semaine-weekend fait bien apparaître ces deux pointes ;
• la température, dont les variations se traduisent par des modifications de l'utilisation du chauffage électrique en hiver ou de la climatisation en été.
• la nébulosité (taux de couverture nuageuse), en modifiant les effets du rayonnement solaire dans les habitations a également une influence sur l'utilisation de l‘éclairage et sur le chauffage.

La consommation est aussi affectée par l'activité économique (diminution en temps de crise, creux les week-ends ou lors de vacances), et par les offres commerciales d'effacement incitant certains clients à réduire leur puissance électrique consommée. Des événements exceptionnels peuvent perturber le profil de la consommation (intempéries, grands événements sportifs), mais leur impact précis reste difficile à prévoir.

La prévision de la consommation pour le lendemain est d'abord construite à partir d'un historique des consommations journalières.

Sur la base de cette prévision, un processus similaire à des enchères est organisé chaque jour : les producteurs d'énergie communiquent leurs propositions de prix pour chacune de leurs centrales (du moins les grosses centrales dites "dispatchables", c'est-à-dire dont la production peut être modulée en fonction de la demande) et pour chaque demi-heure de la journée suivante. Ces prix sont fixés par les producteurs, au moins en théorie, sur leur coût marginal (pour l'essentiel : coût de combustible).

Placement des centrales sur la courbe charge en France le mardi 20 11 2012 (en hachures : exportations et pompage)[t 5].

Placement des centrales sur la courbe charge en France le dimanche 18 novembre 2012 (en hachures : exportations et pompage)RTE[t 5].

Le dispatching national effectue alors le « placement des centrales sur la courbe de charge », qui consiste, pour chaque demi-heure, à empiler les centrales par ordre de prix croissant (préséance économique, en anglais merit order), jusqu'à couverture complète de la demande prévisionnelle[117]. Le prix du kilowatt-heure pour chaque demi-heure est celui de la dernière centrale ainsi placée : toutes les centrales seront rémunérées à ce prix. À la base du diagramme sont placées les centrales à production fatale (laquelle serait perdue si on ne l'utilisait pas immédiatement) : hydraulique au fil de l'eau, éoliennes, solaire ; ensuite vient le nucléaire, dont le coût marginal est très bas : 5,23 €/MWh[CCn 5] et dont le fonctionnement est rigide : durée de démarrage supérieure à un jour, modulation de puissance limitée à quelques pourcents ; puis viennent les centrales thermiques charbon et gaz, classées en fonction du coût de leur combustible ; en dernier viennent les centrales dites « de pointe », les plus souples mais plus coûteuses : turbines à combustion, centrales hydroélectriques à réservoir et centrales de pompage-turbinage.

Les graphiques ci-contre donnent des exemples réels de placement sur courbe de charge : un mardi et un dimanche ; le choix s'est porté sur des jours froids (hiver), de façon que tous les moyens de production se voient bien sur les graphiques ; sur un jour plus moyen, il serait beaucoup moins fait appel aux centrales charbon, fioul et gaz, surtout le dimanche. La production totale ne couvre pas seulement la consommation finale française, mais aussi les exportations et le pompage (figurés par des hachures et des quadrillages) ; on note que le pompage, limité aux heures creuses en semaine, s'étend à la plus grande partie de la journée le dimanche.

Certaines énergies renouvelables présentent un caractère intermittent : leur production varie fortement en fonction des conditions météorologiques, voire s'arrête complètement : c'est le cas de l'éolien et du solaire, ainsi que, dans une moindre mesure, de l'hydraulique au fil de l'eau.

L'intégration de ces sources d'énergies dans le système électrique nécessite des dispositifs de régulation pour compenser ces variations : stockages (barrages hydroélectriques, centrales de pompage-turbinage, batteries, etc), contrats d'effacement, smart grids, centrales de pointe telles que les turbines à combustion.

En 2020, le parc de stockage atteint 4 850 MW dont 4 810 MW de type hydraulique et 40 MW de batteries[y 13].

EDF annonce en mars 2018 un programme de 8 milliards € pour développer dans le monde 10 GW de nouvelles capacités de stockage d'ici à 2035, dont 6 GW pour le soutien au réseau électrique, en particulier avec des stations de pompage (STEP) telles que le projet de 1 GW qu'il envisage sur la Truyère, ainsi qu'avec des batteries géantes telles que celle de Mac Henry aux États-Unis et celle de West Burton (49 MW) au Royaume-Uni. Le deuxième axe de développement (4 GW) concerne les batteries à installer chez les clients particuliers ou entreprises pour optimiser l'autoconsommation d'énergie photovoltaïque, pour laquelle il a déjà lancé des offres en France, en Italie, au Royaume-Uni et en Belgique, ou encore la vente ou la location de kits solaires avec batteries en Afrique[118].

Selon une étude publiée en juin 2015 par le think tank allemand Agora Energiewende, les centrales nucléaires françaises présentent assez de flexibilité pour que la France intègre 40 % d'électricité renouvelable dans son mix énergétique d'ici à 2030. Les réacteurs les plus anciens, comme ceux de Fessenheim, ne sont pas techniquement capables d'assurer un suivi de charge pour abaisser leur puissance, mais les réacteurs plus récents sont équipés pour ce faire. L'analyse de la courbe de production des centrales indique que le parc nucléaire français peut déjà moduler sa puissance de façon très importante plusieurs fois par semaine. Ainsi, en juin 2013, il a pu réduire sa puissance jusqu'à 40 % (17 GW) en quelques heures, alors que la courbe de charge était déjà basse, autour de 45 GW, comme c'est le cas en été ; les 58 réacteurs français totalisent une puissance installée de 63,1 GW. Le système électrique français dispose en outre d'un important potentiel de flexibilité, grâce à sa capacité hydraulique installée, la plus importante en Europe après celle de la Norvège ; s'y ajoutent d'autres options disponibles, comme les échanges transfrontaliers, la gestion de la demande, le stockage voire l'écrêtement de la production d'origine renouvelable. Incorporer 40 % de renouvelables en France implique un redimensionnement du parc nucléaire et une modification de son exploitation de court terme vers un régime davantage flexible[119].

La flexibilité du nucléaire peut atteindre 21 GW : chaque réacteur peut baisser sa production deux fois par jour jusqu'à 20 % de sa puissance, et ce, en une demi-heure ; les réacteurs disponibles fonctionnent habituellement à pleine puissance, mais peuvent baisser leur puissance en tant que de besoin, par exemple lorsque la production éolienne ou solaire est particulièrement élevée ; en cumulant des baisses sur plusieurs réacteurs, on peut atteindre dans la quasi-totalité des cas une capacité de modulation de plus de 20 GW ; l'objectif est d'avoir toujours deux réacteurs sur trois capables de manœuvrer, sachant que la marge de manœuvre est plus faible pour les réacteurs qui sont proches de leur arrêt-rechargement[120].

En janvier 2020, la start-up vendéenne Lhyfe, fondée en 2017, lève huit millions d'euros auxquels s'ajoutent trois millions d'euros d'aides et d'avances remboursables (collectivités, Bpifrance) pour industrialiser un procédé de production d'hydrogène par électrolyse. La première unité pilote de production d'hydrogène devrait etre construite en 2021, directement branchée à un parc de huit éoliennes situé à Bouin, en Vendée. Des projets de plus grande envergure sont envisagés avec des opérateurs des futurs parcs éoliens en mer, qui ont manifesté leur intention de produire en grande quantité de l'hydrogène au large[121].

RTE estime que l'utilisation « d'automates de zones » pour écrêter la production d'énergies renouvelables d'environ 200 heures par an permettrait d'économiser 7 milliards d'investissements dans le réseau de transport[122].

De nombreux mécanismes d'effacement ont été mis en place afin de contribuer à la résolution des situations tendues ; on peut les classer en deux catégories :

• effacement industriel : réduction de la consommation d'un site industriel (par arrêt d'un process ou par bascule sur un mode d'autoconsommation), ou de plusieurs sites par l'intermédiaire d'un agrégateur ;
• effacement diffus : agrégation de petits effacements unitaires de consommation d’électricité, réalisés au même moment chez des particuliers ou des professionnels, par l’intermédiaire d’un agrégateur ou d’un fournisseur[y 14].

Les modalités de ces effacements ont été progressivement diversifiées et étendues à tous les segments de marché ; des dispositifs d'échange de ces effacements sur les marchés ont été mis en place en 2014 via le mécanisme NEBEF (Notification d’Échange de Blocs d’Effacement). En 2020, le volume moyen d’offres d’effacement déposées sur le mécanisme d’ajustement s’élève à 729 MW contre 874 MW en 2018 ; le volume total d’effacement réalisé sur le mécanisme d’ajustement s’établit à 10,7 GWh contre 7,6 GWh en 2019 et 22,3 GWh en 2018, et les effacements sur NEBEF à 11 GWh contre 22 GWh en 2019[y 15].

Selon RTE, la France est « le premier pays européen à avoir mis en place un cadre législatif et réglementaire reconnaissant le rôle des opérateurs d'effacement et favorisant leur participation directe aux marchés ». La société française Voltalis a équipé 100 000 sites en France de ses boîtiers dits « intelligents », permettant de couper un chauffage électrique ou un chauffe-eau pendant une brève période de temps, afin d'apporter de la flexibilité au réseau électrique en permettant d'éviter d'allumer des centrales thermiques et de mieux intégrer les énergies renouvelables. La consommation ainsi évitée pendant la pointe de consommation hivernale est estimée entre 100 et 200 MW. Cette technologie permet aux particuliers d'économiser jusqu'à 15 % de leur consommation d'énergie, selon Voltalis, qui se rémunère par le biais du mécanisme d'ajustement ainsi que par des subventions, attribuées chaque année par une procédures d'appels d'offre. Elle a obtenu en janvier 2020 un prêt de 20 millions € de la Banque européenne d'investissement (BEI), assorti d'une garantie de la Commission européenne. Ce prêt doit lui permettre d'équiper 150 000 foyers supplémentaires[123].

La mise en place d’une « obligation de capacité » à compter de 2017, prévue par la loi NOME, vise à sécuriser l’alimentation électrique française lors des périodes de très forte consommation : elle impose aux fournisseurs d'électricité une obligation de contribuer à la sécurité d’alimentation en fonction de la consommation en puissance à la pointe ; le mécanisme de capacité permet également de valoriser la disponibilité de l’offre au travers de certificats de capacité. La Commission européenne a approuvé sous conditions, le 8 novembre 2016, la mise en œuvre du mécanisme de capacité français ; les nouvelles règles du mécanisme ont été approuvées le 29 novembre 2016 par la ministre chargée de l’énergie et la Commission de régulation de l’énergie pour application dès 2017. Les capacités certifiées totalisent 80,8 GW pour 2020 et 83,5 GW pour 2021, auxquelles s’ajoutent les capacités certifiées par RTE aux interconnexions : 6,7 GW pour 2020 et 9 GW pour 2021. Le prix de référence marché a progressé de 9 342,7 €/MW pour 2018 à 17 365,3 €/MW pour 2019, 16 583,9 €/MW pour 2020 et 39 095,4 €/MW pour 2021[y 16].

Les capacités certifiées pour 2020 se répartissaient en 56,1 % de nucléaire, 16,4 % d'hydraulique (fil de l'eau, lac et pompage), 12,2 % de thermique fossile, 3,2 % d'éolien, 0,3 % de solaire, 0,4 % de biomasse, 7,1 % de multifilières et 2,1 % d'effacements[x 4].

En France, la partie amont du transport de l'électricité entre les sites de production et de consommation (réseau à très haute tension : 400 kV et 225 kV, pour le transport sur de grandes distances et les interconnexions avec les pays voisins, et réseau à haute tension : 150, 90 et 63 kV, pour la répartition régionale) est assurée par Réseau de transport d'électricité (RTE), et la partie aval (réseau de distribution à moyenne et basse tension) par Enedis, anciennement appelée ERDF (Électricité Réseau Distribution France) jusqu'au 31 mai 2016 ; ces deux entreprises sont filiales d'EDF à 100 %. D'autres distributeurs assurent environ 5 % de la distribution : il s'agit des entreprises locales de distribution (ELD), dont la plupart ont un statut de régie municipale, quelques-uns s'étant transformés en société d'économie mixte (SEM).

En décembre 2020, RTE et Enedis prévoient d'investir plus de 100 milliards € sur quinze ans pour adapter et renforcer le réseau face à l'essor des énergies renouvelables. Il faudra raccorder les nouveaux points de production, comme les parcs éoliens en mer, qui ne sont pas dans les mêmes zones que les anciens (centrales à charbon, réacteurs nucléaires arrêtés, etc.). Le développement du solaire photovoltaïque, par nature très décentralisé, nécessitera également de renforcer le réseau à certains endroits. Enfin, les flux générés par les renouvelables étant beaucoup plus variables, les réseaux devront être optimisés. Outre l'adaptation à la transition, RTE commence à remplacer ses infrastructures, dont une bonne partie date des années 1950, d'où un pic d'investissements important d'ici à 2030[124].

Au 31 décembre 2020, le réseau de RTE atteignait 106 047 km de circuits. Au cours de l'année 2020, 603 km de lignes neuves ou renouvelées ont été mises en service et 498 km ont été retirées du service ; le réseau souterrain est passé de 6 415 km à 6 665 km alors que le réseau aérien a perdu 145 km[y 17] ; le réseau en 63/90 kV est souterrain à 9 % (99,5 % des nouvelles lignes sont souterraines), celui en 225 kV à 5,8 %, celui à 400 kV dans une proportion négligeable (0,03 %)[y 18].

Les principaux projets en cours au début 2021 sont[y 19] :

• le raccordement de la future production éolienne offshore : les travaux ont commencé en 2020 pour les parcs de Saint-Nazaire, Fécamp et Saint-Brieuc ;
• le projet IFA 2 : nouvelle interconnexion France – Angleterre par une liaison à courant continu d’environ 225 km entre Tourbe, au sud de Caen, et Fareham en Angleterre, avec à chaque extrémité une station de conversion assurant la transformation du courant continu en courant alternatif ; capacité de transit : 1 GW ;
• le projet ElecLink : autre interconnexion France – Angleterre, par un investisseur privé, la société anglaise ElecLink, filiale du groupe Getlink (anciennement Eurotunnel) ; cette interconnexion en courant continu d’une capacité de 1 000 MW passera dans le tunnel sous la Manche ;
• le projet Avelin-Gavrelle : reconstruction de la ligne 400 kV entre Lille et Arras ;
• le projet Savoie-Piémont : nouvelle interconnexion entre la France et l’Italie qui reliera les postes de Grande-Ile (Sainte-Hélène du Lac) et de Piossasco (Turin), par l’intermédiaire d’une liaison souterraine à courant continu de près de 190 km, augmentant de 60 % la capacité d’échange entre les deux pays ; le chantier, débuté au printemps 2015, devrait s'achever en 2020 ;
• le raccordement de la centrale à cycle combiné gaz de Landivisiau ;
• le projet « Haute-Durance » : remplacement de la ligne 150 kV existante, datant de 1936, par un réseau 225 kV plus une rénovation du réseau 63 kV ; les travaux entamés en avril 2015 s'échelonneront jusqu'à 2021 ;
• les projets Avelin/Mastaing-Avelgem-Horta et TD Aubange d’interconnexion avec la Belgique, mis en chantier en 2020.

D'autres projets sont assurés, leur justification étant acquise dans tous les scénarios d’évolution de mix énergétique :

• les renforcements avec l’Allemagne et la Belgique, peu coûteux par rapport aux bénéfices qu’ils apportent : Vigy-Uchtelfangen, Muhlbach-Eichstetten ;
• le projet « Celtic Interconnector » : liaison électrique à courant continu (HVDC), longue d’environ 575 km (dont environ 500 km en mer), d’une capacité de 700 MW, qui reliera la côte nord de la Bretagne et la côte sud de l’Irlande ; les incertitudes associées au projet ont été levées par l’octroi d’une subvention européenne : les régulateurs français et irlandais ont ainsi pu convenir en octobre 2019 d’une répartition transfrontalière des coûts du projet ;
• le projet « Golfe de Gascogne » : nouvelle interconnexion électrique entre la France et l’Espagne ; prévue pour être mise en service à l’horizon 2025, cette liaison portera les capacités d’échanges d’électricité entre la France et l’Espagne à près de 5 000 MW ; longue de 370 km, dont 280 km sous la mer, elle reliera le poste de Cubnezais, près de Bordeaux, au poste de Gatika, près de Bilbao.

Enfin, plusieurs autres projets sont inscrits « sous conditions » au Schéma Décennal de Développement du Réseau (SDDR) publié en septembre 2019 qui prévoit de doubler en 15 ans la capacité d’interconnexion de la France :

• le projet « Celtic Interconnector » : liaison électrique à courant continu (HVDC), longue d’environ 575 km (dont environ 500 km en mer), d’une capacité de 700 MW, qui reliera la côte nord de la Bretagne et la côte sud de l’Irlande ; les incertitudes associées au projet ont été levées par l’octroi d’une subvention européenne : les régulateurs français et irlandais ont ainsi pu convenir en octobre 2019 d’une répartition transfrontalière des coûts du projet ;
• projet Lonny-Achêne-Gramme d’interconnexion avec la Belgique ;
• projet de renforcement France-Suisse ;
• deux projets d’interconnexion France-Grande-Bretagne.

RTE a présenté en septembre 2019 son plan d'investissement 2020-2035 : il prévoit un fort accroissement du montant moyen annuel d'investissements (+50 %). Au total, 33 milliards d'euros doivent être mobilisés sur quinze ans, dont 8 milliards d'euros pour remplacer ses équipements anciens et 13 milliards d'euros pour s'adapter à l'évolution du mix électrique, la géographie des moyens de production étant fortement modifiée par la transition énergétique. 7 milliards d'euros doivent être engagés pour le raccordement des parcs d'éoliennes en mer dont le coût était jusqu'ici couvert par le budget de l'État. Les 5 milliards restants relèvent des projets d'interconnexion avec l'étranger et de l'installation de 1 000 automates capables d'optimiser le fonctionnement du réseau[125]. Le réseau de transport d’électricité français est un des réseaux les plus âgés d’Europe (en moyenne, âgé d’environ 50 ans). Au cours du plan 2020-2035, le renouvellement du réseau existant va s’affirmer comme un enjeu crucial pour la qualité de l’approvisionnement en électricité et le rythme de renouvellement devra être augmenté[y 20].

La liaison THT Cotentin-Maine a été mise en service en avril 2013, après sept ans de concertation et un an de travaux, avec un investissement de 440 M€ ; elle permet d’insérer sur le réseau français l'énergie produite par l'EPR de Flamanville et par les énergies marines renouvelables (parcs éoliens offshore et hydroliens), mais aussi de sécuriser l’alimentation électrique du Grand Ouest. RTE poursuit ses investissements pour alimenter l’est de la région PACA (car le Var, les Alpes-Maritimes et Monaco ne produisent que 10 % de l’électricité qu’ils consomment), et diminuer les risques de coupures, dans le cadre du « filet de sécurité PACA » qui porte sur la création de trois nouvelles liaisons souterraines 225 kV, dont l’une constitue le record mondial de longueur d’un seul tenant ; les travaux ont commencé en juin 2012[R 1]. Ce « filet de sécurité PACA » a été inauguré en avril 2015[b 3].

RTE a publié un rapport sur le raccordement des hydroliennes : il souligne la rareté des points d'atterrage envisageables pour les câbles de ces raccordements, la quasi-totalité du littoral concerné étant en zones de grande sensibilité environnementale (zones Natura 2000, sites classés, réserves naturelles...) ; le raccordement en mer représentera un défi technique dans des zones de forts courants marins (le Raz Blanchard est le troisième courant de renverse le plus fort au monde) ; le réseau terrestre existant présente une capacité d’accueil de l’ordre de 1,5 GW, mais devra être renforcé au regard du gisement total actuellement estimé, ce qui impliquera des délais importants[T 2].

Les pertes d'énergie liées au réseau de transport de l'électricité (RTE) varient entre 2 et 3,5 % de la consommation française en 2012, suivant les saisons et les heures de la journée. En moyenne, le taux s'établit à 2,5 %, ce qui représente environ 11,5 TWh (térawattheure) par an[T 3].

RTE lance en janvier 2020 le projet « Ringo » pour étudier la possibilité de régulariser la quantité d'énergie injectée sur les réseaux en installant des batteries qui stockeraient les excédents de production des énergies renouvelables intermittentes afin d'éviter d'avoir à construire de nouvelles lignes à haute tension. Trois sites expérimentaux de stockage d'électricité seront construits en 2020-2021 à Vingeanne, en Côte-d'Or, avec une capacité maximale de 12 MW, à Bellac, près de Limoges (Haute-Vienne), avec 10 MW, et à Ventavon dans les Hautes-Alpes, avec 10 MW. RTE a déjà investi dans une autre solution innovante : un projet piloté par GRTgaz, situé à Fos-sur-Mer, qui utilisera de l'électricité pour produire de l'hydrogène ; ce système permet de stocker l'électricité pendant une plus longue période de temps[126].

• Lignes Haute tension RTE
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  Lignes THT évacuant l'électricité produite par la centrale nucléaire de Gravelines, à la traversée de l'autoroute A16, juin 2014
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  Ligne haute tension à Fresnes près de Paris, avril 2011
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  Pylônes "Trianon" d'une ligne à haute tension a Courcoury Charente, août 2013
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  Ligne haute tension à Paroy-sur-Tholon (Yonne)

Le réseau de distribution d'Enedis dépasse 1 300 000 km pour desservir 35 millions de clients : 351 700 km de réseau aérien HTA (20 kV), 261 500 km de réseau souterrain HTA, 276 900 km de réseau souterrain BT (basse tension 230 V / 400 V) et 415 100 km de réseau aérien BT ; Enedis gère également 2 240 postes sources Enedis HTB/HTA (interfaces avec le réseau de RTE) et 750 400 postes de transformation HTA/BT (interfaces entre le réseau 20 kV et le réseau BT)[127].

Les pertes moyennes sur le réseau de distribution sont d'environ 6 %[128] dont 3,5 % de pertes techniques (principalement par effet Joule) et 2,5 % de pertes par suite de fraudes ou erreurs de comptage.

• Sous-stations et transformateurs Enedis
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  Sous-station électrique Bastille Paris, rue de La Cerisaie
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  Sous-station du Quai de la Seine (Paris), édicule 04
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  Station Auteuil (Paris 16)
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  Transformateur à Rosoy (Yonne)

L'électricité représentait 25,0 % de la consommation finale d'énergie en France en 2018 : 37,86 Mtep sur 151,38 Mtep ; sa part dans la consommation finale du secteur résidentiel était de 36,9 %, dans celle de l'industrie de 38,3 % et dans celle du secteur tertiaire de 51,6 %[129].

La consommation française d'électricité par habitant était en 2018 de 7 141 kWh, celle de l'Allemagne de 6 848 kWh et celle des États-Unis de 13 098 kWh (moyenne mondiale : 3 260 kWh[k 6].

La consommation brute[n 11] d'électricité en France métropolitaine s'est élevée à 449 TWh en 2020, en baisse de 5,1 % par rapport à 2019, à cause de la crise sanitaire et de températures globalement plus douces[y 21]. Dès les premiers jours du confinement intervenu à la mi-mars, une baisse importante de la consommation a été enregistrée, conséquence directe de la mise à l’arrêt de nombreuses entreprises et industries ainsi qu’à la fermeture complète de la plupart des commerces ; au plus fort de la crise, les mesures de confinement ont eu un impact sur la consommation d’électricité supérieur à 15 %[y 22]. Après correction des effets température et calendrier, la consommation est de 460 TWh en 2020, en baisse de 3,5 %, rompant avec la tendance à la stabilisation globale de la consommation constatée sur les dix dernières années[y 23]. L’année 2020 s’établit comme l’année la plus chaude jamais enregistrée en France (+0,97°C par rapport à la température moyenne de référence)[y 24].

L'étude de la consommation corrigée nécessite d’exclure du périmètre le secteur de l’énergie, ce dernier étant fortement affecté en 2011-12 par le remplacement de l'enrichissement de l'uranium par diffusion gazeuse (usine Georges-Besse) par la centrifugation à l'usine Georges-Besse II du Tricastin, qui consomme cinq fois moins d'électricité, transition réalisé progressivement du début 2011 à la mi-2012[R 2].

Consommation finale d'électricité en France
source données : base de données Pégase du Ministère de l'Écologie

En 45 ans, la consommation d'électricité a été multipliée par 3,6, celle du secteur résidentiel-tertiaire par 7,3 et celle de l'agriculture par 3,1 ; celle de l'industrie ne s'est accrue que de 70 % et celle des transports de 99 %. La part de l'industrie (sidérurgie comprise) est passée de près de 60 % en 1970 à 26,8 % en 2015, alors que celle du résidentiel-tertiaire est passée de 34 % à 69 %. La désindustrialisation et la tertiarisation de l'économie se lisent clairement dans ces chiffres.

L'impact de la crise de 2008 est très visible : l'industrie décroche en 2009 (-10,5 %) ; par contre, le Résidentiel-Tertiaire marque à peine le pas, mais n'a progressé que de 3,3 % de 2008 à 2015.

La décomposition du secteur Résidentiel-Tertiaire en Résidentiel et Tertiaire n'est disponible que depuis 2010, mais a été reconstituée rétrospectivement jusqu'à 2002 :

RTE fournit également des informations sur les consommations par secteurs[y 25] :

• la répartition sectorielle en 2020 est similaire à celle de 2019 : résidentiel 38 %, entreprises et professionnels 47 %, grande industrie 16 % ;
• la consommation des clients raccordés aux réseaux de distribution (PMI/PME, professionnels et particuliers) est en recul de 2,5 % alors qu'elle restait stable depuis 2013 ; durant le premier confinement, la consommation du secteur résidentiel a connu une hausse de l’ordre de 5 % du fait d’une présence renforcée des occupants dans les logements (télétravail, chômage partiel..), mais sur l’ensemble de l’année, la consommation d’électricité du secteur résidentiel, qui dépend fortement des conditions météorologiques, est stable par rapport à 2019 ;
• la consommation de la grande industrie[n 12] est en recul de plus de 10 % en 2020 à 61,9 TWh du fait de l’arrêt de nombreux sites de production, de la chute de la demande de biens manufacturés, de l’absentéisme ou des difficultés logistiques ; la baisse a atteint environ 30 % en avril ; la baisse d’activité est très

marquée dans la construction automobile et dans la sidérurgie, et la consommation du transport ferré interurbain a chuté de plus de 70 % en avril. Les secteurs de la construction automobile, de la sidérurgie et des transports ferroviaires voient leur consommation baisser de 20 à 25 % en 2020 ; celle du secteur du papier baisse d’environ 9 %.

Un petit nombre d'installations industrielles représentent une part très importante de la consommation totale : ainsi, l'usine d'aluminium de Dunkerque (ex-Pechiney Dunkerque, rachetée par Rio Tinto, puis par Sanjeev Gupta) consomme à elle seule l'équivalent d'une demi-tranche nucéaire[130]

La croissance de la consommation d'électricité entraîne aussi une croissance spécifique des pointes de consommation, observées en général en hiver vers 19 h. Cette pointe nécessite la mise en œuvre de moyens de production adaptés afin de répondre à la demande instantanée. La France a consommé pour la première fois une puissance supérieure à 100 GW les 6 et 7 février 2012[131]^,[bt 1]. La pointe de consommation de 2020, à 83,2 GW le 22 janvier, est dans la moyenne des 20 dernières années ; la pointe estivale est à 54,9 GW le 9 juillet ; le minimum de consommation, observé le dimanche 10 mai 2020, atteint 28,7 GW, c'est le creux de consommation la plus bas observé depuis 2003[y 26].

La consommation est particulièrement sensible au froid : en hiver, la consommation augmente de 2 400 MW par degré de baisse de température[y 27] ; la thermosensibilité hivernale est associée au chauffage électrique qui se répartit à 70 % pour les logements et 30 % pour le tertiaire[P 4] ; en 2013, un peu plus d'un tiers des logements français étaient chauffés à l'électricité, soit 9,8 millions de logements environ[P 5]. Ainsi, RTE estime à 5 000 MW l'augmentation de la consommation d'électricité en Europe lorsque la température baisse de 1 °C en hiver. La France représente près de la moitié de cette augmentation, avec une hausse de consommation électrique de 2 400 MW par degré Celsius en moins (contre 600 MW pour la Grande-Bretagne, 500 MW pour l'Allemagne et 300 MW pour l'Italie)[bt 2]^,[bt 3]. RTE précise : « la thermosensibilité n’a cessé de progresser ces dix dernières années. En effet, le gradient d’hiver a augmenté de plus de 30%, entre l’hiver 2001-2002 et l’hiver 2012-2013. Cette augmentation est principalement le fruit de la part importante du chauffage électrique dans les logements résidentiels neufs et dans le tertiaire neuf des dernières années, malgré un récent changement de tendance. Outre le chauffage, d’autres usages contribuent, dans une moindre mesure, à amplifier la part thermosensible de la consommation d’électricité, par exemple la production de l’eau chaude sanitaire, la cuisson, la production de froid. L’impact récent de la réglementation thermique sur la croissance du parc de chauffage électrique devrait modérer, dans le futur, l’accroissement de la thermosensibilité »[R 3]. La part du chauffage électrique dans les logements résidentiels neufs a chuté de 73 % en 2008 à 29 % en 2015, dont 20 % de pompes à chaleur et 9 % de chauffage électrique par effet Joule[b 4].

L'application de la norme RT2012 a pour effet :

• de réduire la part du chauffage électrique dans les bâtiments neufs, au bénéfice des pompes à chaleur et surtout du gaz naturel ; il en résulte une moindre progression de la consommation d'électricité, mais pas forcément de la pointe de consommation, étant donné que le coefficient de performance des pompes à chaleur diminue en périodes froides ;
• de réduire la part des ballons électriques à accumulation dans la production d'eau chaude sanitaire, en particulier au profit des chauffe-eau thermodynamiques, qui ont progressé de 140 % entre 2011 et 2013, aux dépens également des chauffe-eau solaires, en baisse de 24 % car plus coûteux et plus contraignants à installer (orientation, inclinaison du toit...)[P 6].

La moindre progression du chauffage électrique et des chauffe-eau à accumulation ralentit la progression des consommations[P 6].

La participation de l'éclairage à la pointe de consommation devrait décroître fortement grâce au remplacement des ampoules halogènes par des ampoules plus performantes. Dans le secteur tertiaire, l'éclairage est le 3^e poste de consommation, représentant 17 % de la consommation, soit 23 TWh ; les progrès sont attendus de la diffusion des technologies émergentes (LED, fluorescence) et de systèmes performants de gestion (détection de présence, variation d'intensité lumineuse en fonction de la lumière naturelle) ; selon l'ADEME, les gisements d'économie d'énergie sont considérables : jusqu'à 77 % en milieu scolaire ; des réglementations mises en place en 2012-2013 pour limiter l'éclairage nocturne des bâtiments, publicités et enseignes vont réduire les consommations[P 7].

Des potentiels d'économies considérables ont été identifiés dans le froid alimentaire : fermeture des meubles frigorifiques de vente dans la distribution, isolation, etc ; les économies d'énergie pourraient atteindre 2,2 TWh[P 8].

La directive européenne sur l'éco-conception et celle sur l'étiquetage énergétique apportent des progrès substantiels : la consommation des appareils de froid domestique a baissé de plus de 50 % entre 1993 et 2009. Le règlement sur les moteurs électriques industriels de juillet 2009 pourrait engendrer des économies de 135 TWh/an d'ici à 2020 en Europe ; au total, les directives sur l'efficacité énergétique pourraient diminuer les consommations européennes de 13 % d'ici 2020, soit plus de 400 TWh ; RTE estime entre 16 et 22 % les économies dues à l'efficacité énergétique de 2013 à 2030[P 9].

Les transferts entre énergies pour les usages thermiques dans le bâtiment favorisent l'électricité, à la fois grâce aux évolutions technologiques (pompes à chaleur, micro-ondes, induction, etc) et du fait des évolutions des prix : depuis 2000, pour les clients particuliers, le prix de l'électricité a augmenté de 40 % alors que ceux du gaz et du fioul ont plus que doublé ; de nouveaux usages de confort et de loisir consommateurs d'électricité se sont fortement développés ; de même, dans le tertiaire, la progression rapide des usages électriques : technologies de l'information et de la communication, systèmes de surveillance et de sécurité, appareils de santé, centres de traitement et de stockage de données[P 10].

Le développement des véhicules électriques et hybrides rechargeables pourrait avoir des profils très différents selon les hypothèses envisagées : leur part dans le parc automobile français en 2030 pourrait varier entre 3 % et 16 %. L'impact en puissance de la charge de ces véhicules représente un enjeu majeur pour la sûreté du système électrique ; le Livre vert sur les infrastructures de recharge des véhicules électriques[M 5] recommande de privilégier les recharges lentes (3,7 kW) pour les places de stationnement où les véhicules stationnent plus de 90 % du temps ; « les recharges accélérées et rapides devront être considérées comme des solutions minoritaires, voire exceptionnelles ». Un enjeux très important consiste à déplacer le rechargement en dehors des pics de consommation par des signaux tarifaires, afin d'éviter le biais naturel qui porterait les automobilistes à lancer la charge de leur véhicule dès leur retour à domicile, c'est-à-dire en pleine heure de pointe[P 11].

Au total, les transferts d'usages et les nouveaux usages d'ici à 2030 sont estimés par RTE entre 4 et 9 % de la consommation de 2013[P 11].

En 2018, RTE anticipe une stabilité de la consommation à l'horizon 2023, tandis qu'EDF anticipe une croissance modérée[132].

À l'horizon 2035, RTE prévoit une évolution stable ou en baisse dans les quatre scénarios de son bilan prévisionnel 2017[133].

Selon le scénario dit « avec mesures supplémentaires » retenu par la Stratégie nationale bas carbone, la consommation nationale d’électricité, hors pertes de réseau, est amenée à augmenter à partir du début des années 2030 jusqu'à plus de 600 TWh en 2050[134].

Dans le cadre de l'électrification des usages fossiles, le Haut-commissariat au plan prévoit que la consommation d'électricité passe de 460 TWh en 2020 à 650 à 700 TWh en 2050, soit une augmentation de 40 à 45 %. La part de l'électricité dans l'énergie finale consommée par le pays passera de 25 % en 2020 à 50 % en 2050[135].

En 2013, la France a été classée premier exportateur mondial d'électricité par l'agence internationale de l'énergie (AIE)[136].

En 2018, elle retrouvait son 1^er rang avec 16,9 % des exportations mondiales[k 1] après un passage au 4^e rang en 2017[137]. Puis de nouveau au 1^er rang européen en 2018[138].

L'Union européenne a entrepris la construction du Marché européen de l'énergie dont le marché européen de l'électricité constitue une composante majeure ; les principales étapes de cette construction ont été :

• libéralisation des marchés de l'électricité : Directive 96/92/CE en 1997 ;
• deuxième paquet énergie (2003) : règlement (CE) n^o 1228/2003 sur les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité ;
• troisième paquet énergie (2007) : règlement (CE) n^o 713/2009 instituant une agence de coopération des régulateurs de l’énergie, et règlement (CE) n^o 714/2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité.

L'organisation ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity)[139], issue de la fusion de six associations régionales préexistantes, regroupe l'ensemble des opérateurs de systèmes de transport d'électricité de l'Union européenne et d'autres pays qui lui sont connectés (41 membres de 34 pays) ; la réglementation sur les échanges transfrontaliers d'électricité établie par le 3^e « Paquet Énergie » voté par le Parlement Européen et mise en application depuis mars 2011 charge ENTSO-E de promouvoir l'achèvement et le fonctionnement du marché intérieur de l'électricité et du commerce transfrontalier et d'assurer la gestion optimale, la coordination et une saine évolution technique du réseau de transport d'électricité européen. Elle publie chaque année un recueil statistique[140] et divers rapports de prospective sur le développement des réseaux européens[141].

La France est le pays le plus thermosensible : la consommation d'électricité y augmente de 2 400 MW par degré Celsius en hiver, contre trois fois moins en Grande-Bretagne et en Allemagne, et quatre à sept fois moins en Espagne et en Italie, dont la thermosensibilité est par contre plus élevée qu'en France en été à cause de la climatisation importante des bâtiments[b 5].

Un épisode exceptionnel de prix spot négatifs s'est produit le dimanche 16 juin 2013 : la combinaison d'une demande faible et d'un excédent de production de sources peu flexibles (nucléaire français entre 5 et 8 heures du matin, éolien et solaire allemands entre 13 et 17 heures, qui ont représenté près de 60 % de la production allemande sur cette plage horaire) a fait chuter les prix à −41 €/MWh en moyenne sur la journée, et même à −200 €/MWh entre 5 et 8 heures du matin et −100 €/MWh entre 14 et 16 heures[R 4]. Depuis, ce phénomène s'est développé du fait de l'accroissement de la capacité installée éolienne : en 2020, l'Allemagne a connu près de 300 heures à prix négatifs et la France 102 heures[y 28].

L’intégration des marchés européens de l’électricité a connu une nouvelle étape en 2015 avec le couplage de l'Italie et de la Slovénie, après l’extension en 2014 du couplage par les prix aux pays de la zone North West Europe (Royaume-Uni, pays scandinaves et pays baltes) en février, puis à la péninsule ibérique en mai. Ce couplage permet de créer une zone d’échange unique, et par conséquent des zones de prix identiques lorsque les capacités d’interconnexion ne limitent pas les échanges transfrontaliers[b 6].

L'accroissement des capacités des lignes d'interconnexion internationales est un enjeu majeur pour la construction du marché européen de l'énergie ; elles permettent des compensations entre les excédents transitoires ou structurels des uns et les déficits des autres. La Commission européenne encourage vivement l'accroissement de ces capacités. La capacité totale d'export de la France à la fin 2011 était de 13 GW (4 GW vers la Belgique l'Allemagne, 3,2 GW vers la Suisse, 2,5 GW vers l'Italie, 2 GW vers l'Angleterre et 1,3 GW vers l'Espagne) et celle d'import de 9 GW (1 GW seulement depuis la Suisse, idem depuis l'Italie et l'Espagne). Les lignes transfrontalières sont au nombre de 46, dont 17 en 400 kV.

Les projets de renforcements d'ici 2020 s'élèvent à 4 à 5 GW : +1,6 à 2,3 GW avec la Suisse, +1,2 à 1,6 GW avec l'Espagne et +1 GW avec l'Angleterre).

La nouvelle interconnexion France-Espagne par l’est des Pyrénées entre Baixas (près de Perpignan) et Santa Llogaia (près de Figueras), liaison en courant continu de 2 GW sur 65 km entièrement souterraine (320 kV), décidée lors du sommet franco-espagnol de Saragosse le 27 juin 2008, a été mise en service en 2015, après la fin des essais en cours depuis la fin 2014, permettant de porter la capacité physique d’export depuis la France vers l’Espagne de 1 400 à 2 800 MW. Son coût de 700 M€ est financé en partie (225 M€) par l'Union européenne[b 7]. L'inauguration de l'interconnexion en février 2015 prépare la mise en service commerciale prévue en juin 2015 ; les interconnexions existantes étaient saturées les deux tiers du temps entre les deux pays, surtout dans le sens de la France vers l’Espagne. EDF table, grâce à ce nouveau débouché, sur quelques dizaines de millions d'euros de marge supplémentaire par an car, en moyenne, les prix spot sont nettement plus élevés en Espagne (42,70 €/MWh en 2014) qu'en France (34,60 €/MWh). L'Espagne bénéficie en revanche de prix plus bas dans les périodes où ses quelque 30 GW de capacités installées dans le solaire et l'éolien tournent à plein[142].

La Commission européenne a annoncé le 25 janvier 2018 le déblocage de 578 millions d'euros pour soutenir le projet d'interconnexion électrique sous-marine entre la France et l'Espagne dans le golfe de Gascogne, qu'elle juge « hautement prioritaire ». Cette interconnexion, longue de 280 kilomètres, doit permettre de porter les capacités d'échanges entre les deux pays de 2 800 à 5 000 MW ; la mise en service est prévue en 2025[143].

Le 14 septembre 2021, RTE annonce que le ministère de la Transition écologique a validé, après trois ans de concertation avec les élus et les citoyens, le tracé de la future ligne électrique entre les postes de transformation de Cubnezais (près de Bordeaux) et de Gatika (près de Bilbao), soit environ 400 km de long, dont 300 sous la mer. RTE vise désormais une mise en service en 2027[144].

Le projet de nouvelle liaison avec l'Italie, dit « projet Savoie-Piémont », est en construction par RTE et son homologue italien Terna ; cette liaison souterraine de 190 km en courant continu augmentera la capacité d’interconnexion France-Italie de 1 200 MW. Les travaux en France ont débuté en 2014 pour une mise en service planifiée en 2019[r 3].

RTE et son homologue britannique National Grid travaillent sur un projet de nouvelle interconnexion entre la France et l’Angleterre, la liaison IFA 2000 inaugurée en 1986 de 2 GW s'avérant aujourd'hui insuffisante.

La liaison IFA-2, également sous-marine, mise en service le 22 janvier 2021[145], relie la Normandie à la côte sud de l'Angleterre, à hauteur de l'île de Wight ; longue de 200 km avec une puissance de 1 000 MW en courant continu[r 3], par ailleurs le projet FAB Link est à l'étude.

L’île de Jersey, déjà alimentée depuis le Cotentin par deux liaisons sous-marines 90 kV, est raccordée par une troisième alimentation 90 kV souterraine mise en service en 2014[r 4] (voir Channel Islands Electricity Grid).

Une nouvelle liaison transfrontalière a été mise en service en 2014 avec la principauté d’Andorre reliant Hospitalet (France) à Grau-Roig (Andorre) (liaison directe 150 kV)[r 4].

Les interconnexions entre la France et l'Allemagne ont été saturées pendant plus de la moitié du temps en 2013, soit cinq fois plus qu'en 2009 ; en 2014, ce taux a légèrement reculé, mais reste proche de 50 % : le besoin d'un renforcement des capacités d'échange entre les deux pays est donc très net[r 5].

Les gestionnaires de réseaux de transport français et irlandais, Réseau de transport d'électricité (RTE) et EirGrid respectivement, ont signé le 3 décembre 2019 un accord avec la Commission européenne : ils recevront une subvention de 530 millions d'euros pour le projet Celtic Interconnector, dont le coût total est évalué à 930 millions d'euros. Les travaux devraient démarrer en 2023, pour une mise en service en 2026 ou 2027. Le câble sous-marin, d'une longueur de 575 kilomètres entre Cork et Landerneau, aura une capacité de 700 MW[146].

Les échanges contractuels recensés dans les bilans quantitatifs annuels publiés par RTE diffèrent des échanges physiques retracés dans les données diffusées par les ministères[M 6]. Le solde global est identique, mais des compensations peuvent être effectuées entre contrats, et une livraison d'électricité définie contractuellement entre la France et l'Allemagne peut, selon l'état du réseau, passer physiquement par la Belgique, la Suisse ou d'autres pays[b 8].

Échanges contractuels transfrontaliers d'électricité de la France en 2019
Source données : RTE[x 5].

En 2020, la France conserve sa place de premier pays exportateur d’Europe avec un solde exportateur de 43,2 TWh, en recul d'environ 13 TWh par rapport à 2019 ; les volumes commerciaux d’export diminuent de 7 % à 77,8 TWh, tandis que les volumes d’import progressent de 22 % à 34,6 TWh. Le solde des échanges est resté exportateur tous les mois sauf en septembre, mois usuellement très exportateur ; cette anomalie s’explique notamment par la forte baisse de la disponibilité du parc nucléaire. Les échanges restent très volatils tout au long de l’année, avec un solde variant 10,1 GW en import le 8 décembre à 23 h 30 à 16,7 GW en export le 18 mars à 16 h 30. Leur sens est exportateur la plupart du temps, surtout avec l'Italie et la Grande-Bretagne, mais il devient plus souvent importateur, surtout avec l'Espagne et plus encore avec l'Allemagne et la Belgique[y 29].

Le nombre de jours importateurs est en hausse : 43 contre 25 en 2019 ; contrairement à l’année précédente, ils sont principalement répartis en été et au mois de septembre lorsque la disponibilité du parc nucléaire est réduite, tandis qu’aucune journée n’est importatrice en janvier, février ou mars, l'hiver ayant été doux. Les échanges dépendent directement des écarts de prix entre la France et ses voisins. Il est parfois plus favorable économiquement d’importer de l’électricité que d’activer des moyens de production plus coûteux sur le territoire[y 30].

Le solde des échanges avec la région CWE (Allemagne+Belgique) est presque équilibré en 2020. La France importe sur 51 % des heures de l’année, avec six mois importateurs en janvier, en juillet et à partir de septembre. Le solde diminue par rapport à 2019 mais reste cependant exportateur avec 0,7 TWh[y 31].

Le solde des échanges avec l’Espagne reste exportateur mais recule de 46 % à 5,2 TWh, du fait des conditions de marché plus favorables en 2020 en Espagne et du recul de la production nucléaire française ; en septembre, le solde mensuel est importateur à hauteur de 0,8 TWh[y 32]. Le solde des échanges avec l’Italie reste fortement exportateur : 15,2 TWh, mais en baisse par rapport aux années précédentes. L’interconnexion reste majoritairement sollicitée dans le sens export, mais le nombre d'heures importatrices augmente : 857 en 2020, soit environ 10 % du temps, contre 247 en 2019[y 33].

En 2019, la France est premier exportateur d’Europe avec un solde exportateur de 55,7 TWh ; le volume d’import est de 28,3 TWh, et celui d’export de 84 TWh ; le solde des échanges est positif tous les mois, mais reste très volatil, le solde variant de 9,3 GW en import le 19 novembre à 9 h à 17,4 GW en export le 22 février à 16 h, un niveau jamais atteint auparavant. Le nombre de jours importateurs est en légère hausse : 25 contre 17 en 2018, répartis surtout en hiver : janvier, novembre et décembre, lorsque les températures deviennent inférieures aux normales saisonnières[x 5].

Le solde exportateur physique a reculé de 8 % en 2019 après une hausse de 57 % en 2018. La France a en effet importé plus d’électricité pour pallier la chute des productions nucléaire et hydraulique. Les exportations physiques se sont élevées à 73 TWh contre 76 TWh en 2018, alors que les importations ont atteint 16 TWh contre 14 TWh en 2018 ; le recul du solde exportateur est observé à toutes les interconnexions frontalières sauf celles avec la Suisse ; le bénéfice net tiré du commerce extérieur d’électricité recule à 2 017 M€ (-30 %) sous l'effet conjugué de la baisse des volumes et de celle des prix à l'exportation[g 3].

Le solde avec la région CWE, après avoir été importateur en 2016 et 2017,est redevenu exportateur en 2018, du fait d'une meilleure disponibilité du parc nucléaire français, d'une production hydraulique française abondante ainsi que des nombreuses indisponibilités des centrales nucléaires belges en fin d’année[z 3]. En 2019, le solde reste exportateur, mais recule du fait d'une meilleure disponibilité des centrales nucléaires belges. Les exports sont particulièrement importants en mai (2,13 TWh) et en juin (2,23 TWh) ; en revanche, le solde est importateur les mois d’hiver (2,59 TWh en janvier), la France étant plus thermosensible que ses voisins[x 5].

Solde exportateur des échanges contractuels d'électricité de la France avec ses voisins

en TWh	Belgique	Allemagne	Suisse	Italie	Espagne	Royaume-Uni	TOTAL
2000	8,3	15,2	7,4	15,8	7,9	14,7	69,4
2001	11,5	14,2	8,1	17,7	5,5	11,4	68,4
2002	10,4	4,2	21,7	22,1	8,7	9,1	76,2
2003	11,5	4,4	19,4	21,4	5,6	2,4	64,7
2004	13,0	-8,7	20,2	21,4	5,2	9,3	60,4
2005	11,5	-9,7	20,4	19,4	6,5	10,5	58,6
2006	15,5	-5,6	20,5	17,3	4,3	9,8	61,8
2007[T 4]	10,2	-8,2	21,7	20,4	5,4	6,0	55,5
2008[T 5]	9,0	-12,6	18,4	17,8	2,7	11,3	46,6
2009[T 6]	-2,8	-11,9	16,4	18,1	1,5	3,3	24,6
2010[T 7]	-0,9	-6,7	19,5	16,2	-1,6	3,0	29,5
2011[T 8]	5,8	2,4	25,2	16,1	1,4	4,8	55,7
2012[T 9]	12,0	-8,7	17,5	15,1	1,8	6,5	44,2
2013[R 5]	12,9	-9,8	16,5	15,4	1,7	10,5	47,2
2014[r 6]	16,6	-5,9	16,4	19,3	3,6	15,1	65,1
2015[b 8]	6,7		13,9	19,7	7,3	14,1	61,7
2016[e 3]	-5,3		10,1	16,5	7,8	10,0	39,1
2017[T 1]	-10,9		10,3	18,2	12,5	7,9	38,0
2018[x 5]	6,1		10,6	18,6	12,0	12,9	60,2
2019[x 5]	2,7		13,2	18,8	9,7	11,3	55,7
2020[y 34]	0,7		13,2	15,2	5,2	8,8	43,2

À partir de 2015, il n'est plus possible de distinguer les échanges France-Belgique de ceux avec l'Allemagne, intégrés dans la « région CWE » (Central West Europe : France, Allemagne, Belgique, Pays-Bas, Luxembourg) où le couplage fonctionne depuis le 21 mai 2015 avec la méthode « flow-based » qui prend en compte les capacités physiques réelles du réseau et non plus des limites contractuelles frontière par frontière[y 34].

Détail des exportations et importations contractuelles d'électricité vers/de pays voisins

en TWh	Allemagne	Belgique	Royaume-Uni	Espagne	Italie	Suisse	Total France
Export 2010	9,4	3,9	8,5	1,9	17,4	25,5	66,6
Import 2010[T 10]	16,1	4,8	5,5	3,5	1,2	6,0	37,1
Export 2011	10,8	7,9	7,7	4,5	16,9	27,6	75,4
Import 2011[T 11]	8,4	2,1	2,9	3,1	0,8	2,4	19,7
Export 2012	5,2	13,9	8,4	5,8	15,7	24,5	73,5
Import 2012[T 9]	13,9	1,9	1,9	4,0	0,6	7,0	29,3
Export 2013	5,3	15,2	12,3	5,8	16,9	23,9	79,4
Import 2013[R 5]	15,1	2,3	1,8	4,1	1,5	7,4	32,2
Export 2014	7,3	17,4	15,9	6,5	19,8	25,5	92,4
Import 2014[r 6]	13,2	0,8	0,8	2,9	0,5	9,1	27,3
Export 2015	20,1		15,9	9,3	20,1	25,9	91,3
Import 2015[b 8]	13,4		1,8	2,0	0,4	12,0	29,6
Export 2016	10,6		12,7	13,3	17,7	17,4	71,7
Import 2016[e 3]	15,9		2,7	5,5	1,2	7,3	32,6
Export 2017	8,7		11,8	17,1	18,9	17,7	74,2
Import 2017[T 1]	19,6		3,9	4,6	0,7	7,4	36,2
Export 2018	18,5		14,7	16,4	19,1	17,6	86,3
Import 2018[x 5]	12,4		1,8	4,4	0,5	7,0	26,1
Export 2019	17,4		14,2	13,9	19,2	19,3	84,0
Import 2019[x 5]	14,7		2,9	4,2	0,4	6,1	28,3
Export 2020	15,8		13,2	13,1	16,3	19,5	77,8
Import 2020[y 29]	15,1		4,4	7,9	0,9	6,3	34,6

Voici par ailleurs les échanges physiques publiés par ENTSO-E :

Détail des exportations et importations physiques d'électricité[147]

en TWh	Allemagne	Belgique	Royaume-Uni	Espagne	Italie	Suisse	Total France
Export 2017	6,99	3,92	11,12	15,56	13,72	8,94	61,36
Import 2017	2,93	5,46	2,19	3,09	1,04	6,41	21,12
Solde 2017	4,06	-1,55	8,93	12,47	12,68	2,53	40,24

NB : le tableau ci-dessus omet, pour simplifier, les échanges avec le Luxembourg (0,88 TWh d'exportations) et avec Andorre (0,09 TWh d'exportations).

Évolution du solde exportateur électricité de la France par pays
Source données : RTE[b 8]
La courbe "CWE" avant 2015 a été reconstituée en additionnant Belgique+Allemagne.

En 2011, du fait de la décision du gouvernement allemand d'arrêter 7 réacteurs nucléaires à mi-mars, après la catastrophe de Fukushima, les échanges avec l'Allemagne sont redevenus largement exportateurs : alors qu'ils étaient encore importateurs de 1,3 TWh sur le 1^er trimestre, ils ont été exportateurs de 3,7 TWh sur le reste de l'année[T 8].

Mais en 2012 l'Allemagne est à nouveau devenue exportatrice : 13,9 TWh exportés vers la France contre 5,2 TWh exportés par la France vers l'Allemagne[T 9], malgré la baisse de la production nucléaire allemande ; ceci s'explique par des marges de production devenues disponibles sur d’autres moyens : la production de photovoltaïque en Allemagne a considérablement augmenté (près de 30 TWh en 2012 contre une dizaine en 2010), dégageant ainsi sur le réseau, selon l’ensoleillement, des excédents significatifs d’énergie. D’autre part, l’électricité produite par les centrales au charbon a renforcé sa compétitivité à la suite de la chute du prix du charbon, le développement du gaz de schiste ayant eu pour effet de réduire la demande de charbon aux États-Unis. En conséquence, avec des pics réguliers de production renouvelable et un parc charbon compétitif, l’Allemagne a exporté son énergie vers quasiment tous ses voisins y compris la France[T 9].

En 2014, le solde exportateur a bondi de 17,9 TWh ; c'est le plus élevé depuis 2002. Il est supérieur à 5 GW en puissance moyenne tous les mois, y compris l'hiver, grâce à la compétitivité des prix du parc français[r 7]. Les échanges avec l'Allemagne se sont en partie rééquilibrés, avec de forts exports en juillet et août et moins d'imports pendant l'hiver ; les importations sont particulièrement élevées pendant les heures de production photovoltaïque[r 5].

Depuis 1981, la production française d'électricité est supérieure à la demande intérieure et la France est exportatrice nette d'électricité : en 2015, son solde exportateur contractuel atteint 61,7 TWh, ce qui en fait le pays le plus exportateur de l'Europe de l'Ouest[b 5]. Avec 91,3 TWh d'exports pour seulement 29,6 TWh d'imports, le solde des échanges reste très exportateur, et ce tous les mois de l'année[b 8]. La France n'a été importatrice nette que pendant 38 heures réparties sur 10 journées, mais n'a jamais été importatrice nette sur une journée entière, alors qu'en 2009 les journées comportant des heures importatrices étaient au nombre de 170, dont 60 journées globalement importatrices. Un pic historique a été atteint le 13 juillet de 6 h à 7 h, avec un solde exportateur de 15,6 GW dépassant de 2 GW le précédent record atteint en janvier 2011, qui a été dépassé pendant plus de 48 heures depuis la mise en service de la nouvelle interconnexion avec l'Espagne et la mise en œuvre de la méthode « flow-based »[b 9].

En 2017, le solde exportateur des échanges subi un nouveau recul : c'est le plus bas depuis 2010, avec 74,2 TWh d'exports pour 36,2 TWh d'imports, donc 38,0 TWh de solde exportateur ; le solde a même été importateur de 0,95 TWh en janvier, permettant au pays de surmonter la période de grand froid, et de 0,83 TWh en novembre, la cause de cette chute étant la série d'arrêts de réacteurs pour contrôle imposée par l'Autorité de sûreté nucléaire ; par contre, un nouveau record de solde exportateur a été atteint le 30 mars à 17 GW[T 1].

En 2018, la France redevient le premier pays exportateur d’Europe avec un solde exportateur de 60,2 TWh ; le volume d’import est 26,1 TWh, et celui d’export de 86,3 TWh ; le solde des échanges est positif tous les mois, et s’élève à 7,85 TWh en mai, au plus haut depuis le mois de juillet 2014 ; la progression des exports est liée à une hausse du prix français plus modérée que celle de ses voisins[z 4]. La ligne Baixas – Santa Llogaia (France-Espagne), mise en service en octobre 2015, a plus que doublé les capacités d'échanges, qui ont atteint en moyenne 2 546 MW en export et 2 190 MW en import en 2018 ; malgré ces capacités accrues, les échanges France-Espagne sont encore saturés 75 % du temps, contre 87 % en 2015, avant l'arrivée de cette ligne[z 5].

En 2020, le prix spot moyen du marché de gros français est tombé à 32,2 €/MWh, en baisse de 18 % par rapport à 2019 (39,45 €/MWh), au plus bas depuis 2004. Cette baisse, générale dans toute l'Europe, s’explique par la réduction importante de la demande électrique due à la pandémie de Covid-19, par des températures supérieures aux normales de saison en début d’année, et par la chute des prix des combustibles, en particulier du gaz naturel[y 35]. Les prix ont fortement chuté de mars à mai, pendant le confinement, avec une moyenne hebdomadaire touchant un minimum à 10 €/MWh en avril et des épisodes de prix négatifs sur 102 pas horaires ; le prix français descend jusqu’à -75,8 €/MWh le lundi 13 avril, jour où la consommation est faible (lundi de Pâques) et les productions éolienne et solaire importantes en Europe. En Allemagne, les pas horaires avec des prix négatifs ont également augmenté à près de 300. A l'inverse, des niveaux de prix très élevés sont atteints en septembre, du fait d'une faible disponibilité du parc nucléaire due à la maintenance prolongée de plusieurs réacteurs nucléaires du fait de la pandémie et à des contraintes environnementales (débit des rivières trop faible) puis en décembre, à cause de la hausse de la consommation causée par les températures inférieures aux normales de saison. De plus, au cours de ces deux mois, des périodes anticycloniques réduisent fortement la production éolienne en Europe certains jours et entrainent l’apparition de pics de prix : le prix français devient supérieur à 100 €/MWh sur 25 pas horaires et atteint jusqu’à 200,04 €/MWh le lundi 21 septembre à 19h[y 28].

En 2019, le prix spot moyen du marché de gros français est retombé à 39,45 €/MWh contre 50,2 €/MWh en 2018 ; c'est son niveau le plus bas depuis 2016. Cette baisse s'observe dans toute l’Europe, à la suite du recul important des cours des combustibles (charbon et surtout gaz) et des températures assez douces en début et en fin d’année en France, qui réduisent les pics de prix sont en nombre et en intensité. Le prix le plus élevé a été atteint le 24 janvier, dépassant 100 €/MWh pendant sept heures et culminant à 121,5 €/MWh. A l'inverse, des prix négatifs ont été constatés sur 27 pas horaires, descendant jusqu'à −24,9 €/MWh le samedi 8 juin, pendant le week-end de Pentecôte, où la consommation était faible, alors que la production éolienne était importante avec l’arrivée de la tempête Miguel. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs augmente également en Allemagne : 211 contre 134 en 2018[x 6].

Le prix du certificat d’émission de CO₂ a connu une forte remontée : de 7,8 €/t au 1^er janvier 2018, il est passé à 24,2 €/t au 1^er janvier 2019, puis à 28,9 €/t au 22 juillet 2019, avant de redescendre à 24,8 €/t au 31 décembre 2019. Le charbon étant le combustible le plus émetteur (0,986 t/MWh pour les groupes charbon contre 0,352 à 0,583 t/MWh pour les différentes technologies de production gaz), cette évolution a drastiquement fait augmenter les coûts variables des centrales à charbon. Simultanément, le prix du gaz a baissé plus fortement (de 19,6 €/MWh début 2018 à 11 €/MWh fin 2019) que ceux du charbon (de 98 $/t au 1^er janvier 2018 à 53,5 $/t fin 2019). Finalement, il en résulte une plus forte compétitivité du gaz[x 7].

En 2018, le prix spot en France est remonté à 50,2 €/MWh, contre 45,2 €/MWh en 2017. La hausse du prix français est plus modérée que celle des pays voisins, sauf l’Espagne. Les prix restent très volatils : l’Allemagne connait de nombreux épisodes de prix négatifs, lors des creux de consommation (nuit, jour férié, week-end etc.), en raison de capacités de production difficilement modulables ou fatales (éolien, solaire) ; les prix sont passés en dessous de zéro sur près de 140 pas horaires. Ces prix négatifs se sont propagés en France sur onze pas horaires dans l’année, dont sept dans la journée du 1^er janvier, où le prix a baissé jusqu'à −31,8 €/MWh. A contrario, des prix très élevés ont été observés en février et en novembre, où le prix français a dépassé 150 €/MWh au cours de quatre journées, atteignant un pic de 260 €/MWh[z 6].

Les 190 responsables d'équilibre procèdent à tous types de transactions commerciales sur le marché de l’électricité à des échéances allant de plusieurs années à l’avance jusqu’au quasi-temps réel. La flexibilité offerte par ce dispositif permet aux acteurs de réagir aux différents aléas et de faire face aux incertitudes. En 2020, 152 d'entre eux ont été actifs, et le volume de leurs transactions a fortement augmenté :

• les transactions sur le marché boursier journalier et infra-journalier augmentent de 20,6 %, atteignant 237,3 TWh en 2020 ;
• les opérations de gré à gré (Programmes d’Échange de Blocs ou PEB) sont en hausse de 6,8 % et représentent près de 80 % du total ;
• la demande d'ARENH atteint un volume record de 147 TWh et dépasse pour la deuxième fois consécutive le plafond fixé à 100 TWh, du fait des prix de marché à terme supérieurs

au tarif ARENH de 42 €/MWh lors de l'adjudication de fin 2019 par la Commission de régulation de l’énergie (CRE)[y 36].

Le marché de détail est divisé en deux parties : le marché à tarifs réglementés, qui concerne surtout les particuliers et les petits professionnels, et le marché libre, qui s'adresse pour le moment aux entreprises, mais s'étend progressivement aux professionnels.

La construction des tarifs réglementés se fait par empilement des coûts d'amont en aval :

• d'abord, les coûts de production, que tous les consommateurs paient ;
• ensuite, les coûts de transport en très haute tension (400 kilovolts en Europe) ;
• puis les coûts de transport (y compris coût des pertes) en haute tension, payés seulement par les clients raccordés à une tension inférieure à la THT ;
• et ainsi de suite jusqu'aux clients résidentiels et professionnels raccordés en basse tension (230 V) ;
• pour finir, on ajoute les coûts de commercialisation.

Ceci explique pourquoi les tarifs sont bien plus élevés pour les clients raccordés en basse tension que pour les industriels raccordés en haute tension, et pourquoi les prix en HT sont beaucoup plus sensibles aux variations des coûts de production : ils comprennent une part bien plus importante de coûts de production. Le tarif réglementé en basse tension se compose actuellement comme suit :

En 2012:

• production : 40 %
• transport et distribution : 31 %
• impôts et redevances : 29 % (TVA, taxes locales, CSPE, CTA).

En 2018:

• production : 36 %
• transport et distribution : 29 %
• impôts et redevances : 35 % (TVA, taxes locales, CSPE, CTA)[148].

Les tarifs réglementés sont calculés en fonction des coûts de l'opérateur historique EDF ; la loi NOME de 2010 prévoyait que ce calcul devrait être fait en fonction des coûts des fournisseurs alternatifs (Direct Énergie, GDF Suez, Planète Oui...), au plus tard fin 2015 ; cette modification a été appliquée dès le 1^er novembre 2014, avec pour résultat une hausse réduite à 2,5 % pour les particuliers au lieu de 5 % prévus initialement, et de 1,5 % en 2015 puis de 2 % en 2016, selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE), alors que le mode de calcul précédent aurait entraîné une hausse de 6,7 % pour les particuliers cette année. Cette réduction des hausses limite les marges de manœuvre des fournisseurs alternatifs pour concurrencer EDF avec des offres de marché. Par ailleurs, le décret modifiant le mode de calcul des tarifs réglementés de l'électricité, publié le 29 octobre 2014, précise que l'application du nouveau mode de calcul se fera « sous réserve de la prise en compte des coûts » d'EDF. Cette mention introduite par le Conseil d'État fait déjà l'objet d'interprétations divergentes entre le ministère et les fournisseurs[149].

Le tableau ci-dessous présente l'évolution des prix d'énergie (hors abonnement) dans les tarifs réglementés hors-taxes (TVA, TFCE, CTA, CSPE et taxes locales) pour les particuliers (tarif bleu pour clients résidentiels) de 2004 à 2013[s 1]:

Les statistiques ci-dessous sont tirées de la base de données d'Eurostat[111] (les petits pays ont été écartés pour améliorer la lisibilité) :

Prix de l'électricité en Europe pour les consommateurs domestiques au 1^er semestre 2012.

Le graphique ci-dessus permet de constater que les consommateurs domestiques (résidentiels) français bénéficient de prix parmi les plus bas d'Europe : 9,86 c€/kWh hors taxes, largement inférieurs (de 25 %) à la moyenne de l'Union européenne : 13,16 c€/kWh ; seules la Roumanie et la Bulgarie ont des prix encore plus bas ; l'Allemagne a un prix largement supérieur à la moyenne : 14,41 c€/kWh (46 % de plus qu'en France) ; les prix les plus élevés se trouvent au Royaume-Uni (16,03 c€/kWh), en Belgique et en Italie.