Électricité en France

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La centrale nucléaire de Cruas en France, vue d'avion en juin 2012

La France est le huitième producteur mondial d'électricité, avec une production brute de 557 TWh en 2011[K 1] et une production nette de 550,9 TWh en 2013[R 1].

Ce marché, largement dominé par la société nationale EDF, est marqué par l'importance du secteur nucléaire, par une stagnation de la consommation depuis 2005 et par le processus en cours d'ouverture à la concurrence promue par la Commission européenne.

Les principaux concurrents d'EDF sont GDF Suez, ENI, E.ON et Poweo Direct Énergie.

Sommaire

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

Pourcentages de production d'électricité d'origine nucléaire par pays en 2012
source : WNA[1]

Selon les statistiques 2013 de l'Agence internationale de l'énergie, de la WNA et d'Observ'ER, la France se classe dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'électricité :

Place de la France dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
Nucléaire[K 2] Production[1] 2e 2012 407,4 TWh 17 % 1er : États-Unis (770,7 TWh)
Puissance installée 2e 2011 63 GW 17 % 1er : États-Unis (102 GW)
% nucléaire/élec*[1] 1er 2012 74,8  % 2e : Slovaquie (53,8 %), Belgique (51,0 %)
Hydroélectricité[K 3] Puissance installée 9e 2010 25 GW 2,5 % 1er : Chine (194 GW)
Électricité[K 1] Production 8e 2011 557 TWh 2,5 % 1er : Chine (4716 TWh)
Exportation nette 1er 2011 56 TWh 20 % 2e : Paraguay (46 TWh)
Énergie éolienne[O 1] Production 8e 2011 12,2 TWh 2,7 % 1er : États-Unis (120,5 TWh)
Solaire[O 2] Production élec. 7e 2011 2,0 TWh 3,3 % 1er : Allemagne (19,3 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité
** production d'électricité à partir de combustibles fossiles

Le marché[modifier | modifier le code]

Production[modifier | modifier le code]

Production nette d'électricité en France, 1980-2012
sources données : EIA (1980-2009), RTE (2010-2012)

En 2013, la production nette d'électricité s'élève à 550,9 TWh, les centrales nucléaires en produisant 403,7 TWh (73,3 %), les centrales hydrauliques 75,7 TWh (13,8 %), les centrales thermiques classiques 44,7 TWh (8,1 %), l'éolien 15,9 TWh (2,9 %), le photovoltaïque 4,6 TWh (0,8 %) et les autres EnR 6,3 TWh (1,1 %)[R 1].

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 ;
  • l'impact très marqué de la crise sur la demande d'électricité : en 2009, la production a baissé de 6,7 %.

Le Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie ne publie que des statistiques de production brute :

Évolution de la production brute d'électricité[b 1]
TWh 1973 1979 1990 2000 2005 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013
Thermique nucléaire 15 40 314 415 452 409,7 428,5 442,4 425,4 423,7 73,7
Thermique classique 119 134 48 53 67 58,8 62,8 56,2 56,0 54,2 9,4
Hydraulique 48 68 58 72 58 62,4 67,7 50,3 64,2 76,7 13,3
Éolien 3 7,9 9,9 12,1 14,9 15,9 2,8
Photovoltaïque 0,2 0,6 2,1 4,0 4,7 0,8
Production brute 182 242 420 540 576 539,0 569,6 563,1 564,5 575,1 100,0

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

Évolution de la production nette d'électricité[R 1]
TWh 2010 2011 2012 2013 % 2013
Thermique nucléaire 407,9 421,1 404,9 403,7 73,3
Thermique fossile 59,5 51,5 47,9 44,7 8,1
dont charbon 19,1 13,4 18,1 19,8 3,6
fioul 8,0 7,6 6,6 5,4 1,0
gaz 29,9 30,5 23,2 19,5 3,5
Hydraulique 67,6 50,3 63,8 75,7 13,8
Éolien 9,7 12,1 14,9 15,9 2,9
Photovoltaïque 0,6 2,4 4,0 4,6 0,8
autres EnR 4,9 5,6 5,9 6,3 1,1
Production nette 550,2 543,0 541,4 550,9 100,0

Faits marquants 2012-2013 :

  • la production des centrales nucléaires baisse de 16,2 TWh en 2012 et de 1,2 TWh en 2013, du fait d'un taux de disponibilité du parc nucléaire amoindri en 2012 par des prolongations des arrêts pour maintenance durant l’été ; en 2013, la disponibilité a été meilleure jusqu'à l'été, mais s'est dégradée sur la fin de l'année ;
  • contrairement à l’année 2011, qui avait été la plus sèche des cinquante dernières années selon Météo France, 2012 et 2013 n’ont pas été marquées par un déficit de précipitations, ce qui a permis de mieux utiliser le parc hydraulique : la production des centrales hydrauliques augmente de 26,8 % entre 2011 et 2012 et de 18,7 % en 2013, ramenant sa part dans la production totale française au niveau de la moyenne des dix dernières années en 2012, et en 2013 au niveau le plus élevé de la décennie, le dernier record datant de 2001 avec 77 TWh[R 2] ;
  • la production des centrales thermiques à combustible fossile diminue de 7,0 % en 2012, puis de 7,1 % en 2013 ; cette baisse concerne surtout les centrales à gaz ; elle est atténuée par la hausse de la production des centrales au charbon, qui ont été très sollicitées pour répondre à la consommation lors de la vague de froid de février 2012, puis pendant tout le 1er trimestre 2013 ; le charbon a été préféré au gaz du fait de l’évolution des prix des combustibles fossiles et du CO2 : le prix du charbon est en forte baisse, du fait d'un approvisionnement mondial abondant de charbon, compte tenu de la baisse de la demande de ce combustible liée à l’utilisation du gaz de schiste aux États-Unis[R 1] ;
  • la production issue des sources d’énergies renouvelables hors hydraulique a fortement augmenté en 2012 (+4,7 TWh) et plus modestement (+2 TWh) en 2013 ; elle représente 26,8 TWh, soit 4,9 % de la production française ; 59 % est issue de la production éolienne (2,9 % de l’ensemble de la production) ; la production photovoltaïque est en forte hausse en 2012 : +66,7 %, et encore très dynamique en 2013 : +16,2 % ; elle atteint 4,6 TWh, soit 0,8 % de la production totale ; la production issue des centrales à combustible renouvelable augmente de 0,3 TWh en 2012 et 0,4 TWh en 2013, et couvre 1,1 % de la production ; avec l'hydraulique, la production issue de l’ensemble des sources d’énergies renouvelables atteint 18,6 % de la production française[R 1].

Les moyens de production[modifier | modifier le code]

Au 31/12/2012, la puissance installée du parc de production électrique français atteignait 128 680 MW, répartis comme suit :

Évolution de la puissance installée France entière[RTE 1]
au 31/12/2012 Puissance
(MW)
Variation 2012
(%)
Facteur de charge
(%)*
Thermique nucléaire 63 130 0 73,0
Thermique classique 27 808 0 19,6
dont charbon 7 914 -0,4 26,0
fioul 9 374 -9,3 7,7
gaz 10 520 +10,3 26,4
Hydraulique 25 388 0 28,6
Éolien 7 449 +11,3 24,0
Photovoltaïque 3 515 +40,4 13,3
autres EnR 1 390 +8,4 49,8
Puissance totale 128 680 +1,5 48,2
* le calcul des facteurs de charge prend en compte l'échelonnement des mises en service.

Faits marquants 2012[RTE 1] :

  • le raccordement de trois cycles combinés gaz (1 204 MW), sur les sites de Martigues près de Marseille et de la Croix de Metz à Toul ;
  • l’arrêt de centrales thermiques classiques utilisant du fioul ou du gaz naturel (-1 338 MW), dont 410 MW de centrales de cogénération, en raison de l’arrivée à terme de contrats commerciaux à obligation d’achat signés il y a une douzaine d’années ; la puissance installée du parc de cogénération est ainsi ramenée à 3 451 MW ;
  • la progression du parc éolien[R 3] : +630 MW en 2013, en léger ralentissement (+821 MW en 2012) du fait de nombreuses évolutions et incertitudes et aussi des recours déposés par les opposants ; le parc éolien en exploitation à fin décembre 2013 atteint 8 143 MW (valeur provisoire, susceptible d’actualisation) ;
  • la très forte croissance du solaire photovoltaïque[RTE 2] : +1012 MW ; le parc atteint 3 515 MW à la fin 2012 (valeur provisoire, susceptible d’actualisation) ;
  • le développement du parc des centrales thermiques à combustible renouvelable, c’est-à-dire utilisant surtout les déchets ménagers et le biogaz ; ce parc a augmenté de 8,4 % en 2012, atteignant 1 390 MW[RTE 3].

D'importants projets éoliens ont fait l'objet de la signature avec RTE d'une « proposition d’entrée en file d’attente » : 18 projets terrestres (1 456 MW) et 6 projets offshore (2 127 MW), dont ceux retenus dans le cadre de l’appel d’offres lancé en 2011. Quatre autres projets pour le parc photovoltaïque, représentant 333 MW de puissance à raccorder au réseau de transport, sont en file d’attente. Neuf autres projets à l'étude sont en cours de discussion : deux projets de parcs éoliens (110 MW) et sept de parcs photovoltaïques (198 MW)[RTE 3].

La surcapacité actuelle du parc français résulte de deux évolutions qui n'avaient pas été anticipées[2] :

  • la consommation d'électricité a 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 selon le bilan électrique 2013 de RTE : le déficit est de 24 TWh, soit 4,8 % ;
  • les mises en services de nouvelles unités thermiques à flamme, surtout à gaz, ont atteint 3,8 GW en 5 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 été inférieure à la prévision 2007 ; le déficit est 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 €/tonne 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.

RTE a 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 2000 MW) 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 (1760 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 1er 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 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.

Centrales thermiques nucléaires[modifier | modifier le code]
Carte des centrales françaises en activité, classées selon leur type.

La chaleur dégagée par la fission du combustible (Uranium, plutonium) permet de produire de la vapeur d'eau qui génère de l'électricité en entraînant une turbine.

En 2012, la France comptait 58 réacteurs nucléaires de la filière REP répartis dans 19 centrales :

  • 34 réacteurs de 900 MWe répartis en 3 paliers : CP0 (6 réacteurs : Fessenheim et Bugey[3]), CP1 (18 réacteurs) et CP2 (10 réacteurs) ;
  • 20 réacteurs de 1300 MWe : 8 du palier P4 et 12 du palier P'4 ;
  • 4 réacteurs de 1450 MWe du palier N4.

Un réacteur de la nouvelle filière EPR est en cours de construction depuis 2007 sur le site de Flamanville en Normandie, où EDF exploite déjà 2 réacteurs REP de 1300 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 5 ans, elle sera de 8 à 9 ans, la mise en service étant prévue en 2016) et son coût (initialement prévue à 3,3 milliards d'euros, il a été révisé plusieurs fois, sa dernière estimation, annoncée le 03/12/2012, est de 8,5 milliards d'euros)[4]. Ceci ne permet pas de tirer de conclusions sur le coût futur du nucléaire : en effet, les 3e et 4e EPR, Taishan 1 et 2, en construction en Chine par CGNPC et EDF depuis fin 2008 et 2009, sont annoncés comme devant être mis en service fin 2013 et 2014, soit en 5 ans ; n'ayant pas eu à "essuyer les plâtres", ils auront coûté beaucoup moins cher que les 2 têtes de série[5].

La politique des paliers a permis, par une standardisation poussée du design des tranches et des commandes groupées, des économies d'échelle considérables sur les coûts de construction : les centrales d'EDF ont coûté 2 à 3 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.

Le parc nucléaire français totalise une puissance électrique de 63,13 GWe et a produit, en 2013, 403,7 TWh, soit 73,3 % de la production nette d'électricité[R 1], en baisse de 0,3 % après une baisse de 3,8 % en 2012, mais des hausses de 4,6 % en 2010 et 3,2 % en 2011, progression qui interrompait quatre années de baisse consécutives. Les variations de la production nucléaire s’expliquent en partie par la disponibilité du parc. En effet, le coefficient de disponibilité[n 1] du parc nucléaire s’établissait à 81 % en 2011 (en hausse de 3,6 points), contre seulement 78 % en 2009 et 2010, en partie à cause de grèves dures dans les centrales nucléaires. La production nucléaire brute se rapprochait ainsi de son maximum atteint en 2005, à 452 TWh. Le coefficient de disponibilité du parc varie entre 78 % et 80 % depuis plusieurs années, en fonction du calendrier des maintenances et des visites décennales ; en 2013, plusieurs vistes décennales étant programmées, le coefficient de disponibilité s'est établi à 78 % ; par contre, le coefficient d'utilisation des tranches disponibles s'est élevé à 93,6 % en 2013 contre 91,8 % en 2012, si bien que la production nucléaire n'a baissé que de 0,4 %[b 2].

Un autre facteur explicatif des variations de production nucléaire réside dans les réductions de puissance qui peuvent lui 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.

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 suite aux 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. »[6]. 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[7].

Centrales hydroélectriques[modifier | modifier le code]
Barrage de Roselend, dans le Beaufortain.

La production hydroélectrique a, en 2013, atteint 75,7 TWh (13,8 % de la production électrique totale), en hausse de 18,7 % par rapport à 2012 (déjà en hausse de 26,8 % par rapport à 2011, qui avait été la plus sèche des cinquante dernières années selon Météo France)[R 1].

En 2013, la production hydraulique brute (pompage compris) a atteint son plus haut niveau depuis 2002 ; après avoir atteint en 2011 son plus bas niveau historique, elle avait augmenté de 27,5 % en 2012 et a progressé à nouveau de 19,6 % en 2013, année exceptionnellement pluvieuse, en particulier au printemps[b 2].

En 2012, l’indice de productibilité hydraulique, qui mesure la production hydraulique par rapport à une référence sur longue période pour chaque barrage existant, a été de 0,91 contre seulement 0,71 en 2011, niveau le plus bas depuis l’indice exceptionnellement faible de 2005 (0,69) ; en effet, 2011 a été marquée par une sécheresse prolongée, surtout au printemps et à l’automne ; la production hydraulique a donc diminué de 25 %, atteignant le niveau historiquement faible de 51 TWh (hors pompage), le plus bas depuis celui de 1976 (49 TWh), qui était une année de grande sécheresse ; en 2012, grâce à un retour à une hydraulicité plus proche de la normale, la production hydraulique a remonté de 25 %[M 1]. La baisse tendancielle de la production hydraulique normalisée[n 2] se confirme d’année en année : elle est en repli de 4 TWh depuis 2005, année de référence[M 2].

La puissance installée des centrales hydroélectriques françaises était en 2013 de 25 404 MW, soit 19,8 % de la puissance de l’ensemble des centrales électriques[R 1], dont 399 grands barrages. En 2009, environ 80 % de ces barrages étaient exploités par EDF. La Société hydroélectrique du Midi (Shem), qui a été rachetée par le groupe belge Electrabel (groupe Suez)[8], exploite 50 usines hydroélectriques et 12 barrages des Pyrénées. La Compagnie Nationale du Rhône, société publique dont 49,97 % du capital est détenu par GDF Suez, exploite les barrages au fil de l'eau du Rhône que lui concède l'État.

La répartition géographique de ces centrales est figurée par une carte par département dans le rapport 2013 du Ministère de l'Écologie sur les EnR[M 3] : la plus forte concentration est située dans les Alpes du Nord (Isère et Savoies + Ain), suivie par la Vallée du Rhône, puis le Massif Central, les Pyrénées, les Alpes du Sud et l'Alsace.

Une centaine de centrales sont associées à des retenues d’eau créées par des barrages, et plus de 2000 centrales sont installées « au fil de l’eau », autrement dit turbinent l'eau d'un cours d'eau comme elle arrive, n'étant pas dotées d'un réservoir ; elles totalisent environ 7 500 MW installés (30 % du parc) et produisent 30 TWh en moyenne annuelle (33 TWh, soit 52 % en 2012)[RTE 1].

Panorama du lac de Serre Ponçon pris depuis Savines-le-lac.

Les centrales dotées d'un réservoir, totalisant 18 000 MW de puissance de pointe, ont une valeur économique bien supérieure à celle des centrales au fil de l'eau, car elles permettent de concentrer leur production pendant les périodes de forte consommation. De plus, elles ont des performances dynamiques exceptionnelles, c'est-à-dire qu'elles sont capables de passer de l'arrêt à leur puissance maximale en quelques minutes, et donc de faire face aux variations parfois très rapides de la demande (par exemple lorsqu'un match débute à la TV, plusieurs millions de consommateurs allument leur téléviseur en quelques secondes) ou de l'offre (par exemple, lorsque le vent tombe, toutes les éoliennes s'arrêtent de fonctionner en même temps) ; ces caractéristiques les rendent indispensables à la sécurité du système électrique.

Les centrales dont la valeur économique est la plus élevée sont :

  • celles dont le réservoir est de très grande capacité, au point de permettre une régulation inter-saisonnière de la production ; les réservoirs se remplissent au printemps, grâce à l'eau produite par la fonte des neiges ; ils atteignent leur cote maximale à l'automne, puis turbinent leurs réserves pendant les périodes les plus chargées, en hiver. Des modèles informatiques complexes optimisent l'utilisation de ces précieuses réserves en fonction de l'ensemble des paramètres décrivant les ressources et les contraintes. Le réservoir le plus précieux est celui de Serre-Ponçon, d'un volume de 1 272 millions de m³, deuxième lac artificiel d'Europe par sa capacité ;
Barrage de Grand'Maison, entre les massifs de Belledonne et des Grandes Rousses dans le département de l'Isère.
  • les centrales de pompage-turbinage, appelées aussi STEP (stations de transfert d'énergie par pompage), qui disposent d'un réservoir supérieur et d'un réservoir inférieur, reliés par une conduite forcée au bas de laquelle sont installés des groupes réversibles qui pompent l'eau du réservoir inférieur vers le réservoir supérieur pendant les heures creuses (la nuit, le week-end) puis la turbinent pendant les heures de pointe. La première STEP installée en France est celle du Lac Noir (Vosges), construite entre 1928 et 1933, d'une puissance de 80 MW ; actuellement en reconstruction, elle aura une puissance de 55 MW et une capacité de 0,6 GWh[n 3],[9]. Les six principales centrales (La Coche, Le Cheylas, Super-Bissorte, Grand Maison, Montezic et Revin) représentent une puissance maximale cumulée en turbinage de 4 173 MW[RTE 1]. La plus puissante est celle de Grand'Maison dans l'Isère, mise en service en 1988, de 1 800 MW et de capacité 36 GWh[n 4],[F 1]. Les principales autres STEP sont : Superbissorte (750 MW)[F 2], Montézic (910 MW, capacité 23 GWh[n 5],[10]), Revin (720 MW, capacité 4,7 GWh[n 6],[F 3]), Le Cheylas (460 MW) et La Coche (330 MW).

Le programme d'aménagement des ressources hydroélectriques française mis en œuvre pour l'essentiel au cours des années 1950 et 60 a réalisé des opérations complexes mettant à profit l'ensemble des potentiels de vallées entières, ou même de plusieurs bassins versants :

  • Aménagement hydroélectrique Durance-Verdon, décidé en 1955 par une loi qui confiait trois missions à EDF : produire de l’électricité, assurer l'irrigation des cultures et l'alimentation en eau potable des villes et enfin réguler les crues parfois dévastatrices de la Durance et du Verdon. La réalisation complète de cet aménagement prit plus de trente ans et fut achevée en 1992. Il comprenait la construction de 23 barrages et prises d’eau, du canal EDF de la Durance, alimentant 33 centrales hydroélectriques d'une puissance totale de 2000 MW, et de plusieurs stations de commande. Il produit 6 à 7 milliards de kWh par an (10 % de la production hydroélectrique française) ; les barrages réservoirs fournissent de l’eau potable à toute la région, et irriguent toute la Provence (un tiers de l’irrigation française) ; les lacs sont une attraction touristique ; les crues faibles et moyennes sont parfaitement contrôlées, seules les crues très importantes subsistent ;
  • la Compagnie nationale du Rhône, créée en 1933 par l'État qui l'a chargée d'aménager et d'exploiter le Rhône, selon trois missions solidaires : production, navigation, irrigation et autres usages agricoles, exploite 19 centrales hydro-électriques construites sur le cours du Rhône et exploitées jusqu'en 2002 par EDF pour le compte de la CNR, puis par Electrabel, filiale de GDF Suez qui en est devenue l'actionnaire principal (49,97 %). Ses 19 centrales hydro-électriques totalisent 3009 MW et produisent en moyenne 14,9 TWh par an, un quart de l'hydroélectricité nationale, soit 3 % de la production française. La principale de ces centrales est Génissiat (420 MW) ;
Barrage de Tignes, sur l'Isère, avec la fresque du géant.
  • Rhin : 10 centrales construites entre 1932 et 1977, dont 4 construites sur le Grand canal d'Alsace : Kembs (160 MW), Ottmarsheim (160 MW), Fessenheim (160 MW) et Vogelgrun (140 MW), les 6 autres sur le Rhin lui-même : Marckolsheim (156 MW), Rhinau (152 MW), Gerstheim (141 MW), Strasbourg (141 MW), Gambsheim (108 MW) et Iffezheim (108 MW) ;
  • Arc : Bissorte, STEP de 750 MW ;
  • Aménagement de Roselend - La Bâthie, complexe hydroélectrique construit de 1955 à 1967 dans le Beaufortain (550 MW) : 30 prises d'eau, 3 réservoirs et 3 centrales ;
  • Drac : Monteynard (364 MW) ;
  • Truyère[11] : Sarrans (180 MW), Brommat (444 MW), Montézic (STEP de 910 MW) ;
Barrage de l'Aigle, sur la Dordogne, dit « le barrage de la Résistance », construit pendant la Seconde Guerre mondiale.
Lac d'Orédon, dans les Pyrénées, en aval du lac de Cap-de-Long.
  • Pyrénées[13] : des aménagements très complexes, par exemple Pragnères (205 MW), le plus complexe et le plus puissant des Pyrénées : les prises d'eau, au nombre d'une quarantaine, cueillent l'eau des massifs du Néouvielle, du Vignemale et de l'Ardiden. L'usine dispose d'un réservoir principal (Cap-de-Long), trois réservoirs annexes (Aumar, Aubert, Escoubous) et un réservoir « journalier » Ossoue. Une grande part des nombreuses centrales des Pyrénées appartiennent à la SHEM (ex-filiale de la SNCF), filiale de GDF Suez.

Le régime juridique de la production électrique est, pour les centrales de puissance supérieure à 4,5 MW, le régime des concessions hydroélectriques, institué par la Loi du 16 octobre 1919 relative à l'utilisation de l’énergie hydraulique, première loi cadrant l'hydroélectricité, votée pendant la période de reconstruction qui a suivi la Première Guerre mondiale. Les centrales de puissance inférieure à 4,5 MW relèvent d'un régime d’autorisation administrative. En France, on compte près de 400 concessions hydroélectriques qui représentent plus de 95 % du total de la puissance hydroélectrique installée, soit environ 24 GW. Ces concessions ont été, la plupart du temps, attribuées pour une durée de 75 ans, à l’issue de laquelle les biens de la concession font retour à l’État qui peut alors décider de renouveler la concession.

En juillet 2008, en application d'une procédure en manquement émanant de la Commission européenne, le gouvernement a décidé[14] de mettre en concurrence l'attribution des concessions hydroélectriques à leurs échéances[M 4]. Pour cela, il a regroupé les concessions hydroélectriques par vallées. Les premiers regroupements de concessions devraient être soumis à concurrence avant 2013 (barrages de la vallée d'Ossau, barrages de la vallée du Louron, barrages de l'aval de la rivière de La Truyère (dont Brommat et Sarrans), la haute et la moyenne Dordogne et les barrages du Drac). Au 31 décembre 2014, la concession de Bissorte Super Bissorte (883 MW) sera renouvelée dans la vallée de l'Arc[M 5].

Dans les Alpes, le projet « Nouvelle Romanche » sur la commune de Livet-et-Gavet, au sud de Grenoble, financé par la EDF et soutenu par l'Europe, consiste à construire une centrale hydroélectrique de 93 MW qui produira 560 millions de kWh par an, 30 % de plus que les 6 installations actuelles très anciennes qu’elle remplacera avec une sécurité d’exploitation accrue et un moindre impact environnemental ; les travaux ont commencé début 2011 pour une mise en service en 2017. Le montant de l'investissement s'élève à 250 M€, assuré à hauteur de 80 à 90 % par EDF. C'est une centrale souterraine équipée de deux turbines Francis, construite au fil de l'eau, qui permettra une meilleure utilisation de la force hydraulique dans la Vallée de la Romanche.

En 2011 la construction du barrage du Rizzanese (55 MW) se poursuit en Corse, et le 4e groupe (14 MW) de la centrale hydro électrique de Rivière de l’Est a été mis en service à La Réunion[A 1].

Centrales thermiques à flamme[modifier | modifier le code]
Les centrales thermiques au charbon en France
Centrale charbon EDF de Cordemais (1200 MW), photo août 2009
Centrale charbon EDF de La Maxe (500 MW - sera fermée fin 2015)), photo novembre 2011
Centrale charbon Provence E.ON à Gardanne (595 MW), photo novembre 2013
Centrale fioul EDF de Porcheville (4 x 600 MW), photo mars 2012

Les centrales thermiques à flamme (ou thermiques classiques) utilisent du charbon, du gaz naturel ou des dérivés du pétrole comme combustibles. En 2013, les centrales thermiques classiques ont produit 44,7 TWh nets, soit 8,1 % de la production nette totale d'électricité en France (8,8 % en 2012), en baisse de 7,1 % ; cette baisse concerne surtout les centrales à gaz (-18,9 %) et au fioul (-19,2 %) ; elle est atténuée par la hausse de la production des centrales au charbon (+14,0 %), qui ont été très sollicitées pour répondre à la consommation lors des périodes froides de janvier à mars ; le charbon a été préféré au gaz du fait de l’évolution des prix des combustibles fossiles et des quotas de CO2 : le prix du charbon est en forte baisse, du fait d'un approvisionnement mondial abondant de charbon, compte tenu de la baisse de la demande de ce combustible liée à l’utilisation du gaz de schiste aux États-Unis[R 1].

La puissance installée du parc thermique fossile à fin 2013 s'établissait à 25 576 MW (-2 251 MW, soit -8,1 % par rapport à fin 2012), dont 6 341 MW à combustible charbon (-19,9 %), 8 779 MW fioul (-6,5 %) et 10 456 MW gaz naturel(-0,7 %)[R 1].

Les principaux changements en 2012 ont été :

  • le raccordement de trois cycles combinés gaz (1 204 MW), sur les sites de Martigues près de Marseille et de la Croix de Metz à Toul ;
  • l’arrêt de centrales thermiques classiques utilisant du fioul ou du gaz naturel (-1 338 MW), dont 410 MW de centrales de cogénération, en raison de l’arrivée à terme de contrats commerciaux à obligation d’achat signés il y a une douzaine d’années ; la puissance installée du parc de cogénération est ainsi ramenée à 3 451 MW[RTE 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 heures par an, celles au fioul de 200 à 1 500 heures par an, et les turbines à combustion[n 7] de quelques dizaines à quelques centaines d'heures par an[F 4].

Les centrales à charbon sont vouées à la fermeture au 31 décembre 2015 par la directive européenne 2001/80/CE sur les Grandes installations de Combustion (GIC) si elles ne sont pas mises aux normes DeSOx-DeNOx (élimination poussée des émissions d'oxydes de soufre : -90 %, et d'azote : -80 %). Ainsi, EDF prévoit la fermeture de neuf centrales 250 MW à charbon et d’une ancienne unité 600 MW au Havre d’ici à fin 2015, et a réalisé 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 2]. Pour sa part, la SNET (groupe E.ON) a programmé la fermeture de 5 centrales charbon de 2013 à 2015 ; elles ne conservera que 2 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[15].

La part du gaz dans la production électrique française reste très modeste (4 %), comparée à celle de ses voisins (40 % en Italie, 35 % au Royaume-Uni, en Espagne et en Autriche). Toutefois, les cycle combiné gaz (CCG) sont désormais clairement inscrits dans les objectifs français de production d'énergie : la programmation pluriannuelle des investissements 2009[16] 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 programmation pluriannuelle des investissements (PPI) 2009 [M 6] retient comme hypothèse la réalisation d'au moins dix CCGT à l'horizon 2012.

Parmi les réalisations et projets, on peut citer :

  • le premier exemplaire (de forte puissance) de CCGT construit en France a été la centrale de DK6 active depuis mars 2005 à Dunkerque, avec une capacité de 790 MWe. Elle brûle du gaz naturel fourni par GDF Suez et des gaz sidérurgiques provenant de l'usine ArcelorMittal proche.
  • Poweo Direct Énergie a construit un CCG à Pont-sur-Sambre (Nord) actif depuis 2009 (412 MWe), et a reçu l'autorisation d'en construire un 2e à Toul ; Direct Énergie lui a apporté un projet sur la commune de Verberie (Oise) et une autorisation préfectorale pour un CCGT à Hambach (Moselle).
  • GDF-SUEZ a construit CycoFos (424 MWe) mis en service début 2010 à Fos-sur-Mer, CombiGolfe d'Electrabel (GDF-SUEZ) (juillet 2010, 432 MWe) à Fos-sur-Mer et la centrale Spem de Montoir-de-Bretagne de 435 MWe.
  • La SNET (groupe E.ON) a construit deux CCG (2x414 MWe) mises en service en 2010 sur le site de sa centrale Émile Huchet à Saint-Avold (Lorraine).
    Elle prévoit également de construire plusieurs CCG sur les sites de ses trois autres centrales à charbon historiques (Hornaing, Lucy et Provence), ainsi que sur un nouveau site à Lacq.
  • EDF a démarré en octobre 2011 son premier cycle combiné gaz (CCG) sur le site de Blénod (430 MW) et en a construit deux autres (2x465 MW) sur le site de Martigues (mise en service : 2012) ; un partenariat avec General Electric conclu fin 2011 va lui permettre de construire à Bouchain un CCG équipé de la technologie FlexEfficiency50, qui porte son rendement à 61 % (+ 3 % à 4 %), réduit ses émissions de CO2 (- 10 %), et accroit sa souplesse qui concourra à amortir les fluctuations des énergies renouvelables, avec 510 MW atteints en moins de 30 minutes[A 3].
  • La société 3CB, filiale du groupe suisse Alpiq, exploite une centrale de 408 MWe à Bayet (Allier), près de Saint-Pourçain, depuis juin 2011. Alpiq développe à Monchy-au-bois (62) un second projet 3CA qui dispose de toutes les autorisations administratives requises.

Pour la production de pointe, EDF a installé 1 060 MW de turbines à combustion en région parisienne depuis 2005[A 3].

Un coup d'arrêt à ce développement des centrales à gaz semble avoir été donné : GDF Suez a annoncé le 11/04/2013 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 pendant l'été et continueront à fonctionner l'hiver. Comme tous les énergéticiens en Europe, le groupe français subit la concurrence du charbon américain bon marché et la baisse de la demande d'électricité sur le Vieux Continent. Ne tournant plus assez, ses centrales à gaz ne sont plus rentables. En moyenne, leur taux d'utilisation est tombé de 42 % en 2011 à 33 % en 2012[17].

Énergie éolienne[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie éolienne en France.
Énergie solaire[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en France.
Biomasse[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Biomasse (énergie).

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[16] prévoit 520 MW de capacités biomasse supplémentaires pour fin 2012 et 2 300 MW pour fin 2020, et préconise de développer la cogénération à partir de sources d’énergie renouvelables, notamment la biomasse.

Au 1er janvier 2014, la puissance installée et la production d'électricité étaient de 826 MW (3,1 TWh produits en 2013) pour les déchets ménagers[n 8], 109 MW pour les déchets de papeterie (0,3 TWh), 298 MW pour le biogaz (1,4 TWh) et 255 MW pour les autres composants de la biomasse (1,3 TWh) ; 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].

En 2013, la production des centrales à combustible renouvelable a augmenté de 0,4 TWh (+7 %) à 6,3 TWh, et couvre 1,1 % de la production nationale[R 1]. Le parc de ces centrales atteint 1 478 MW fin 2013 (+88 MW) ; il utilise les déchets ménagers (52,7 %), le biogaz (22,6 %), les déchets de papeterie (7,4 %) ou la biomasse (17,3 %) ; ce parc a augmenté de 8,4 % en 2012 et 6,3 % en 2013, et de 43,5 % en quatre ans, depuis 2009 ; les capacités installées dépassent 100 MW dans cinq régions : Aquitaine, Provence-Alpes-Côte d’Azur, Rhône-Alpes, Nord-Pas-de-Calais et Île-de-France, cette dernière possédant plus de 300 MW (surtout incinérateurs de déchets ménagers)[R 4].

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[18].

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[19].

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 de 1 milliards d'euros pour la période 2009-2011[20].

Dans le cadre du Fonds chaleur, l'ADEME lance depuis 2008 des appels à projets intitulés BCIAT : Biomasse Chaleur Industrie, Agriculture et Tertiaire[21]. 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)[22].

Exemple de réalisations :

  • Dalkia (filiale de Veolia Environnement à 66 % et d'Électricité de France (EDF) à 34 %) a été retenu dans le cadre du 4e 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 4].
Géothermie[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Géothermie.

L'énergie géothermique, bien qu'encore modeste en France, semble avoir un potentiel important ; elle est représentée par :

  • la Centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe (15 MW), construite en 2 étapes : 1986 (5 MW) puis 2005 ;
  • un projet Géothermie à La Réunion lancé en 1985 et abandonné en 2010 ;
  • un 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 a une puissance nette de 1,5 MW.
  • le Ministère de l'Écologie a reçu une vingtaine de projets en géothermie haute température[23].
Énergies marines[modifier | modifier le code]
Articles détaillés : Énergie marine et Hydrolienne.

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 5]. 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[24] ou, selon une autre source, 150 groupes de 20 MW qui auraient pu produire 12,8 TWh/an[25],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 1000 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 4 hydroliennes (2 MW)[F 6]. 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 3 ou 4 « parcs pilotes d'hydroliennes » de 5 à 10 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 € 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[26].

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 6].

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 7].

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.

Production dans les systèmes isolés[modifier | modifier le code]

Particularités des systèmes isolés[modifier | modifier le code]

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 8] 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 1000 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 9].

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.

Bilan électrique en Outre-mer[modifier | modifier le code]

En 2013, les cinq DOM (Guadeloupe, Guyane, Martinique, Mayotte et Réunion) ont produit 7,6 TWh, soit 1,3 % de la production métropolitaine ; les particularités de leur demande sont l'absence d'industries électro-intensives et de chauffage électrique et le développement de la climatisation ; le résidentiel et le tertiaire dominent largement : 88 %. La consommation primaire[n 9] par habitant est en moyenne de 3,2 MWh en 2013 contre 8,4 MWh en métropole, avec des écarts du simple au triple entre Mayotte (1,3 MWh/hab.) et la Guadeloupe (4,5 MWh/hab)[b 3].

La production repose pour l'essentiel (78 %) 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 process de la sucrerie et de l'électricité injectée sur le réseau ; il existe aussi quelques unités à biogaz. La part des énergies renouvelables dépasse donc celle de l'électricité primaire. ; la Réunion et la Guyane disposent de ressources hydrauliques (pluviométrie importante, relief et cours d'eau) et la Guadeloupe de ressources géothermiques. Les cinq DOM ont tous un fort ensoleillement qui a permis le développement du solaire[b 3].

Bilan électrique en outre-mer[b 4]
2011 2012 2013 Variation (%)
GWh % GWh % GWh % 2012/11 2013/12
Production d'électricité
Électricité primaire 1 245 16,7 1 568 20,7 1 674 22,1 25,9 6,8
dont : hydraulique 890 12,0 1 064 14,0 1 079 14,2 19,5 1,4
dont : éolien 57 0,8 70 0,9 72 1,0 22,7 2,8
dont : photovoltaïque 242 3,2 383 5,0 442 5,8 58,6 15,5
dont : géothermie 56 0,8 51 0,7 81 1,1 -9,5 59,7
Thermique classique 6 190 83,3 6 019 79,3 5 915 77,9 -2,8 -1,7
Production totale brute 7 435 100 7 586 100 7 589 100 2,0 0,0
Consommation branche énergie[b 5] (% de la production)
Conso producteurs d'énergie 68 0,9 64 0,8 53 0,7
Conso interne centrales élec. 362 4,9 353 4,7 348 4,6 -2 -1
Pertes et ajustements 659 8,9 736 9,7 698 9,2 12 -5
Total conso branche énergie 1 089 14,6 1 153 15,2 1 099 14,5 5,9 -4,7
Consommation finale d'électricité
Résidentiel 2 856 45,0 2 912 45,3 2 982 45,9 2,0 2,4
Tertiaire 2 948 46,5 3 002 46,7 2 742 42,2 1,8 -8,7
Industrie, agric., transports 464 7,3 440 6,8 686 10,6 -5,2 55,9
Non affecté[n 10] 78 1,2 78 1,2 80 1,2 0,4 2,1
Consommation finale 6 346 100 6 433 100 6 490 100 2,0 0,0
Politique énergétique pour les systèmes isolés[modifier | modifier le code]

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[27].

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 [28]:

  • 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[29], soutenu par l’Union Européenne via les fonds FEDER, l’État via l’ADEME dans le cadre des Investissement d’Avenir et les Collectivités Territoriales de Corse : il s'agit d'expérimenter les techniques de « réseaux électriques intelligents » (smart grids) en testant sur 3 îles (Corse, Ile de la Réunion, Guadeloupe) et pendant 3 ans, 2 types de dispositifs de gestion énergétique chez des particuliers volontaires :

  • 1000 Énergie Box ou passerelles énergétiques,
  • 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[30].

Corse et départements et régions d'outre-mer[modifier | modifier le code]
Autres collectivités d'outre-mer[modifier | modifier le code]
  • 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[31].
  • Nouvelle-Calédonie :
    Article détaillé : Enercal.

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

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.

Émissions de gaz à effet de serre[modifier | modifier le code]

Selon les données du CITEPA (Centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique)[32], citées par la brochure « Chiffres clés du Climat 2014 » du Ministère de l'Écologie, la production d'électricité et de chaleur est responsable en 2011 de 38,3 Mt CO2éq d'émissions de gaz à effet de serre (GES), en baisse de 19 % par rapport à 1990, représentant 8,7 % des émissions de la France (440,9 Mt), taux particulièrement bas puisque la moyenne de l'Union européenne est de 28,4 % (1210 Mt sur 4260 Mt)[C 1]. Cette bonne performance s'explique par l’importance de la production nucléaire et hydroélectrique, ainsi que par la part élevée de l'électricité dans le bilan énergétique français : 44,1 % de la consommation d'énergie primaire en 2013[b 6].

Les émissions unitaires de CO2 pour la production d'électricité sont évaluées à 79 g de CO2 par kWh en 2010 contre 347 g pour l'Union européenne à 27 (461 g pour l'Allemagne et 457 g pour le Royaume-Uni, les deux plus mauvais élèves de l'UE-15 à cause de leurs centrales au charbon et au lignite, mais dépassés par la Pologne : 781 g, et la République Tchèque : 589 g) ; seule la Suède fait mieux que la France : 30 g, grâce à sa production hydroélectrique (45 %) et nucléaire (39 %) ; les émissions unitaires en France ont baissé de 24,7 % depuis 1990, mais elles remontent au cours des dernières années (+5 % de 2000 à 2010)[C 2] ; après avoir très fortement baissé pendant le programme nucléaire (de 500 g dans les années 1970 à 100 g en 1987), elles n'ont plus guère diminué depuis, fluctuant faiblement en fonction de l'hydraulicité.

La fermeture prochaine des centrales au charbon devrait abaisser ces émissions, les centrales à gaz qui les remplaceront étant un peu moins émissives (69 % des émissions des centrales charbon).

Mais à court terme, en 2013 les émissions de CO2 ont légèrement augmenté, malgré la baisse de la production thermique fossile, à cause du recours accru au charbon plutôt qu'au gaz durant les périodes de froid de janvier à mars : sans prise en compte de l'autoconsommation (estimées à 4,8 Mt)[n 11], ces émissions ont progressé de 0,2 % à 29,1 Mt[R 5].

En 2012, elles avaient augmenté de 7,3 % à 29,5 Mt (sans compter les émissions de CO2 dues à l’autoconsommation estimées à 5,2 Mt[n 11]), du fait de l'utilisation accrue des centrales charbon causée par l'effondrement du prix du charbon américain dû au boom du gaz de schiste aux États-Unis, ainsi que de la vague de froid de février ; en effet, ces émissions de CO2 sont, en moyenne sur six ans, trois fois plus importantes en hiver qu’en été en raison de l’utilisation accrue des centrales thermiques à combustible fossile en hiver pour faire face à des niveaux de consommation plus importants ; elles sont aussi plus faibles la nuit qu'en journée ; enfin, elles peuvent varier, au sein d'un mois, d'un facteur d'ordre de 3 à 4[R 5].

Les 29,1 Mt d'émissions des centrales en 2013 se répartissent en 19,0 Mt pour les centrales charbon, 1,4 Mt pour les centrales fioul, 5,6 Mt pour les centrales gaz et 3,0 Mt pour les centrales thermiques à EnR[R 1].

Une centrale de 250 MW fonctionnant en base (8000 heures/an) émet[C 3] :

  • 1,7 Mt CO2/an pour une centrale au charbon ;
  • 0,72 Mt CO2/an pour une centrale au gaz.
Autres émissions nocives[modifier | modifier le code]
Articles détaillés : Oxyde d'azote et Dioxyde de soufre.
  • 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.

Déchets nucléaires[modifier | modifier le code]

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 [33] 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 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 :

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.

Coûts de production[modifier | modifier le code]

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.

Nucléaire[modifier | modifier le code]

La Cour des Comptes a publié le 31/01/2012 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 Mds €2010[n 12], plus 12,8 Mds € d'intérêts intercalaires[CCn 3] (intérêts payés pendant la période de construction sur les emprunts contractés pour son financement), soit au total : 96 Mds €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 1748 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 kWh ; 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 1 ou 2 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 ;
  • 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 : 3e génération (EPR) ou 4e 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 € 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 € constants ; le programme dit de "grand carénage" d'EDF prévoit de mener pour 55 milliards € 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[34]. 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[35].

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]
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 10 ans pour les éoliennes terrestres, 23 c/kWh (soit 230 €/MWh) pour les éoliennes offshore ;
  • photovoltaïque[CCc 3] : 288,5 €/MWh à 464 €/MWh pour les toitures résidentielles, 288,5 €/MWh 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 2e 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 %.

Financement des énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

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 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 no 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.

Au début de 2010, à la suite de la flambée des demandes de rachat d'électricité photovoltaïque reçues par EDF en novembre-décembre 2009, le gouvernement a décrété un moratoire des demandes de rachat, puis, sur la base d'un rapport de l'Inspection Générale des Finances (IGF)[36], 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 2673 M€ en 2012 ; la CRE, dans sa proposition pour 2014[S 1], estime qu'ils atteindront 3019 M€ en 2013 et 3722,5 M€ en 2014, dont 62 % pour le photovoltaïque.

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

Charges de service public dues aux contrats d’achat d’EnR en métropole
M€ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013pr 2014pr % 2014
Éolien 158,8 80,9 319,2 343,4 399,7 550,0 564,9 854,6 24,7
Photovoltaïque 1,1 7,8 54,3 208,9 794,9 1683,2 1898,7 2146,6 62,0
Hydraulique 111,3 -70,0 115,5 80,7 151,8 228,4 330,1 459,2 13,3
Biomasse 16,6 9,2 20,9 29,5
Biogaz 10,1 4,3 25,1 30,0
Incinération o.m.* 24,6 -37,0 26,0 13,5
Total charges EnR 322,5 -4,9 561,1 706,7 1346,4 2461,6 2793,7 3460,4 100,0
* Incinération o.m. : Incinération des ordures ménagères.
Sources : 2007-2010 : Cour des Comptes[CCc 8] ; 2011-2013 : CRE[S 2],[S 1].

Pour compléter ces données, les charges EnR des zones non interconnectées pour 2014 sont estimées à 262 M€, dont 246,8 M€ pour le photovoltaïque.

Au total, sur la France entière, les charges prévisionnelles 2013 dues aux EnR atteignent 3018,8 M€, dont 2106,8 M€ pour le photovoltaïque, soit 70 % ; en 2014, elles passeront à 3722,5 M€, dont 2393 M€ de photovoltaïque, soit 62 %[S 1].

Les coûts d'achat moyen par EDF (environ 90 % du total) pour les diverses EnR sont en 2010, 2011 et 2012[S 3]:

Coûts moyens d’achat d’énergies renouvelables par EDF
€/MWh 2010 2011 2012 variation
2012/10
Éolien 84,1 85,3 87,4 +3,9 %
Photovoltaïque 538,2 519,3 498,1 -7,5 %
Hydraulique 60,2 64,4 63,4 +5,3 %
Biomasse 98,4 107,3 119,1 +21,0 %
Biogaz 86,1 92,6 102,6 +19,2 %
Incinération 52,7 53,6 55,9 +6,1 %

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 4e trimestre 2013, le tarif d'achat est de 29,1 centimes par kWh (291 € par MWh) pour une installation intégrée au bâti[S 4].

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 Mds € (CRE)[CCc 9], dont :

  • éolien terrestre : 926 à 1291 M€ ;
  • éolien en mer : 1172 à 2572 M€ ;
  • photovoltaïque : 2080 à 2778 M€ ;
  • biomasse + biogaz : 1196 à 1667 M€.

Le montant de la CSPE était de 10,5 €/MWh au 2e semestre 2012 ; il est passé à 13,5 €/MWh à partir du 1er janvier 2013, alors que le montant prévisionnel calculé par la CRE était de 18,8 €/MWh[S 2] ; la CRE estime qu'il devrait passer à 22,5 €/MWh au 1er janvier 2014, mais la loi plafonnant ses augmentations à 3 €/MWh par an, il est passé à 16,5 €/MWh.

Le prix moyen de l'électricité en France pour les consommateurs domestiques au 1er semestre 2013, tiré de la base de données d'Eurostat[37], était de 10,07 c€/kWh hors taxes ; la CSPE de 13,5 €/MWh, soit 1,35 c€/kWh, en vigueur en 2013 représente donc 13,4 % de la facture moyenne, et les 5,5 €/MWh relatifs au photovoltaïque représentent 5,5 % de la facture.

En Allemagne, où l'EEG-Umlage, équivalent de la CSPE (mais consacrée uniquement au financement du surcoût des EnR) atteint 53 €/MWh depuis le 01/01/2013, 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 kWh ; la chancelière Angela Merkel a déclaré : « Nous devons surtout freiner l'explosion des coûts. »[38].

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[39] ; 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.

Ajustement offre-demande[modifier | modifier le code]

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).

Consommations journalières en France un mois d'hiver (février 2012) et un mois d'été (août 2012)
source : RTE[t 1]
Courbes de charge d'un jour de semaine et d'un jour de week-end en France (puissances instantanées en MW)
source : RTE[t 2]

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, avec 5 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 9h et une deuxième le soir vers 19h : 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)
source : RTE[t 3]
Placement des centrales sur la courbe charge en France le dimanche 18 11 2012 (en hachures : exportations et pompage)
source : RTE[t 3]

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)[40], jusqu'à couverture complète de la demande prévisionnelle. Le prix du kWh 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 (qui serait perdue si on ne l'utilisait pas immédiatement lorsqu'elle arrive) : 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 % ; 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.

Pour plus de détails, voir : Ajustement offre-demande d'électricité.

Transport et Distribution[modifier | modifier le code]

Articles détaillés : RTE (entreprise) et ERDF.

En France, la partie amont (réseau à très haute tension et haute tension, >50 kV) du transport de l'électricité entre les sites de production et de consommation est assurée par Réseau de transport d'électricité (RTE), et la partie aval (réseau de distribution à moyenne et basse tension) par Électricité Réseau Distribution France (ERDF) ; ces deux entreprises sont filiales d'EDF à 100 %. D'autres distributeurs assurent environ 5 % de la distribution : il s'agit des ELD (entreprises locales de distribution), dont la plupart ont un statut de régie municipale, quelques-uns s'étant transformés en SEM (Société d'économie mixte).

À fin 2013, le réseau de RTE atteint 104 983 km de circuits, dont 45,8 % en THT (à 400 kV et 225 kV) pour le transport sur de grandes distances et les interconnexions avec les pays voisins et 54,2 % en HT (150, 90 et 63 kV) pour la répartition régionale. 1189 postes de transformation assurent les interfaces entre ces divers niveaux de tension. Au cours de l'année 2013, 901 km de lignes neuves ou renouvelées ont été mises en service et 506 km ont été déposées ; le réseau souterrain a progressé de 4 190 km à 4 309 km[R 6]. La liaison THT Cotentin-Maine a été mise en service en avril 2013, après 7 ans de concertation et un an de travaux, avec un investissement de 440 M€ ; elle permettra 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. Enfin, 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 commencés en juin 2012 devraient s'achever mi-2015[R 7].

Le réseau de distribution d'ERDF 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 ; ERDF gère également 2 240 postes sources ERDF 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)[41].

Les pertes d'énergie liées au réseau de transport de l'électricité (RTE) varient entre 2 et 3,5 % de la consommation française, 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 (TeraWatt-heure) par an[T 1]. Les pertes moyennes sur le réseau de distribution sont d'environ 6 %[42] dont 3,5 % de pertes techniques (principalement par effet Joule) et 2,5 % de pertes par suite de fraudes ou erreurs de comptage.

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].

Consommation[modifier | modifier le code]

Consommation par secteur[modifier | modifier le code]

Consommation finale d'électricité par secteur en TWh
TWh 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2008 2009 2010 2011 % 2011
Sidérurgie 10,3 11,3 12,4 9,9 10,5 10,4 11,1 11,0 11,8 8,8 10,5 11,0 2,6
Industrie (hors sidérurgie) 62,1 70,1 83,0 86,6 105,0 114,1 127,4 126,3 120,9 108,1 110,5 110,4 25,6
Résidentiel-Tertiaire* 40,4 68,2 103,3 140,8 176,6 208,2 236,5 266,6 288,1 288,8 301,5 290,7 67,3
Agriculture 2,6 3,7 4,2 3,7 5,0 5,7 6,0 7,2 6,5 7,3 7,6 7,5 1,7
Transports urbains et ferroviaires 5,8 6,2 7,4 6,9 8,3 8,6 10,4 11,9 12,7 12,3 12,2 12,2 2,8
TOTAL 121,3 159,5 209,9 248,4 305,4 347,1 391,5 423,0 440,0 425,3 442,3 431,8 100,0
Source : Ministère de l'Écologie (base de données Pégase) [M 7]
* corrigée du climat.
Consommation finale d'électricité en France, 1970-2011
source données : base de données Pégase du Ministère de l'Écologie

En 41 ans, la consommation d'électricité a été multipliée par 3,5 et celle du secteur résidentiel-tertiaire par 7,2 ; celle de l'industrie ne s'est accrue que de 68 %, celle de l'agriculture de 184 % et celle des transports de 110 %. La part de l'industrie est passée de 60 % en 1970 à 28 % en 2011, alors que celle du résidentiel-tertiaire est passée de 33 % à 67 %. La désindustrialisation et la tertiarisation de l'économie se lisent clairement dans ces chiffres, ainsi que la multiplication des applications de l'électricité.

L'impact de la crise de 2008 est très visible : l'industrie décroche en 2009 (-10,6 %) ; par contre, le Résidentiel-Tertiaire marque à peine le pas, puis repart de plus belle en 2010 ; en 2011, il baisse enfin de 3,6 %.

Les premières données sur 2013, publiées par RTE, sont exprimées en termes de demande aux bornes des centrales, avant déduction des pertes en ligne ; elles ne sont donc pas directement comparables à celles du Ministère, mais le taux d'évolution et les principales analyses sur ses facteurs explicatifs sont intéressants[R 8] :

  • l'année 2013 a été marquée par un premier semestre particulièrement froid et pluvieux, suivi d'une tendance inverse ; sur l'année entière, la température moyenne a été inférieure de 0,8 % à la normale et un peu plus froide que celle de 2012, malgré la vague de froid exceptionnelle de février 2012 où un pic historique de consommation avait été atteint, avec une puissance appelée de 102 100 MW ;
  • la consommation brute[n 13] a été de 495,0 TWh, en hausse de 1,1 % ; une fois corrigée des effets conjoncturels (aléa météorologique, année bissextile, variation des soutirages du secteur énergie[n 14]), la consommation annuelle de 2013 (476,2 TWh) est globalement stable par rapport à celles de 2011 (476,3 TWh) et 2012 (476,7 TWh).

RTE fournit également des informations sur les consommations par secteurs[R 9] :

  • la consommation de la grande industrie (hors secteur de l’énergie et y compris autoconsommation) est en baisse depuis le second semestre 2011, et s'est établie à 67,3 TWh en 2013 ; les baisses les plus marquées concernent les secteurs du papier-carton (-7,3 % après -4,9 % en 2012), de la construction automobile (-2,5 % après -8,8 % en 2012) et de la sidérurgie (-1,7 % après -7,5 % en 2012), trois secteurs touchés par la crise ; à noter toutefois une légère reprise des consommations du secteur de la métallurgie (2,6 % en 2012 et 0,5 % en 2013) ainsi que de la chimie (1,7 % en 2012 et 1,8 % en 2013), après les niveaux historiquement bas atteints fin 2011 ;
  • la consommation des clients raccordés aux réseaux de distribution (PMI/PME, particuliers et professionnels), corrigée des effets conjoncturels, est en très net ralentissement en 2013 : +0,3 % (après +1 % par an en moyenne sur 2009-2012) ; ce ralentissement s'explique par la conjugaison des effets de la crise économiques, du développement de nouveaux usages (informatique, télécoms, etc) et des gains d'efficacité énergétique, sans qu'il soit possible de préciser la part de ces facteurs explicatifs ;
  • la progression des consommations est très forte (> 5 %) dans les régions de l'Ouest et le Languedoc-Roussillon, alors que la consommation baisse de plus de 5 % en Lorraine et plus modérément en Alsace et Haute-Normandie.

La décomposition du secteur Résidentiel-Tertiaire en Résidentiel et Tertiaire n'est disponible que depuis 2010 :

Résidentiel et tertiaire
en Mtep 2010 2011 2012
Résidentiel 13,9 13,2 13,7
Tertiaire 12,1 11,9 12,0
Source : Ministère de l'Écologie, Bilan énergétique France 2011[M 1]
Données corrigées du climat.

Pointe de consommation et thermosensibilité[modifier | modifier le code]

La croissance de la consommation d'électricité entraîne aussi une croissance spécifique des pointes de consommation, observées en général en hiver vers 19 heures. 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 100 000 MW les 6 et 7 février 2012[43],[bt 1]. Le record précédent était de 96 710 MW le 15 décembre 2010.

RTE met en évidence dans son rapport 2013 l'augmentation très rapide des pics de consommation : le dernier record, atteint le 08/02/2012, était de 102,1 GW ; en 10 ans, la pointe a augmenté de 28 % (79,7 GW atteint le 10/12/2002) ; cependant, la pointe de 2013 (le 17/01) n'a été que de 92,6 GW et si on choisit la plage 2003-2013, l'augmentation n'est plus que de 11 % ; dans un cas comme dans l'autre, le taux de croissance de la pointe est nettement supérieur à celui de la consommation : +8,5 % de 2002 à 2012. RTE explique : « La pointe de consommation autour de 19h est le résultat des activités tertiaires encore présentes, du pic d’activité des transports en commun et du démarrage des activités domestiques de la soirée. Depuis dix ans, on constate une augmentation des pics de consommation plus rapide que celle relevée sur la consommation annuelle d’énergie électrique (...) L’écart de 5 000 MW entre les pointes de consommation de l’hiver 2011-2012 et de l’hiver 2010-2011 est dû au fort accroissement de la consommation du chauffage électrique, y compris d’appoint, des particuliers et des entreprises face à une sévère vague de froid, partiellement atténué par les consommations moindres des processus industriels dans le contexte de crise économique. »[RTE 4].

La consommation est particulièrement sensible au froid ; la thermosensibilité hivernale est associée au chauffage 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. » La part du chauffage électrique dans les logements résidentiels neufs a chuté de 73 % en 2008 à 40 % en 2012[R 10].

L'application de la norme RT2012 a pour effet :

  • de réduire la part du chauffage électrique dans les bâtiments neufs, au bénéfice en particulier des pompes à chaleur ; 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, au dépens également des chauffe-eau solaires, en baisse de 24 % car plus coûteux et plus contraignants à installer (orientation, inclinaison du toit...)[P 6].

Économies d'énergie[modifier | modifier le code]

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 3e 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].

Développement des usages de l'électricité[modifier | modifier le code]

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 8] 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].

Importations et exportations[modifier | modifier le code]

Marché européen de l'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Marché intérieur de l'énergie.

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) no 1228/2003 sur les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité ;
  • troisième paquet énergie (2007) : règlement (CE) no 713/2009 instituant une agence de coopération des régulateurs de l’énergie, et règlement (CE) no 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)[44], issue de la fusion de 6 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 3e 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[45] et divers rapports de prospective sur le développement des réseaux européens[46].

Sur l'année 2012-2013 (juillet 2012 à juin 2013), la consommation globale de l'Europe (pays adhérents à ENTSO-E) est en recul de 0,6 %, en particulier en Allemagne, Italie et Espagne (-2,7 % pour l'ensemble de ces 3 pays) ; la consommation de la Grande-Bretagne est stable et celle de la France augmente de 2,1 % du fait des températures plus froides que l'année précédente. La France et l'Allemagne représentent à elles seules un tiers de la production totale de 3 341 TWh ; la part des énergies renouvelables hors hydraulique atteint 11,8 %[R 11]. La production hydraulique augmente de 11 % grâce à un premier semestre 2013 particulièrement pluvieux ; en conséquence, la production thermique fossile baisse de 8 %. La France est le pays le plus exportateur, suivie de l'Allemagne, la République tchèque et la Suède ; le plus gros importateur est l'Italie[R 12].

Les prix spot sur les marchés de gros de l'électricité en 2013 se sont situés en moyenne à des niveaux bas, surtout en Allemagne (37,8 €/MWh) et en France (43,2 €/MWh) ; ils ont été beaucoup plus hauts en Italie (63,0 €/MWh) et en Grande-Bretagne (59,1 €/MWh) ; ces écarts importants témoignent de l'insuffisance des interconnexions : en théorie, si la capacité des interconnexions était illimitée, il y aurait un seul prix de marché pour toute l'Europe. En 2006, les marchés de l'électricité de la France, de la Belgique et du Luxembourg ont été couplés ; ce couplage a été étendu à l'Allemagne et aux Pays-Bas le 10 novembre 2010, créant la zone CWE (Cetral West Europe) ; ce couplage par les prix a créé une zone d'échange unique permettant de faire converger les prix quand les capacités d'interconnexion ne limitent pas les échanges. En 2013, les prix français ont convergé avec au moins un des pays de la zone CWE pendant 87 % du temps, mais seulement 14,7 % du temps avec la totalité des pays[R 13].

La convergence a été améliorée dans un premier temps par le couplage CWE : le pourcentage des heures de l'année où les différentiels de prix étaient inférieurs à 5 €/MWh est passé de 55 % en 2009 à plus de 75 % en 2011 ; mais il a reculé à 60 % en 2012 et à 23 % en 2013 ; les prix moyens annuels, groupés autour de 40 €/MWh en 2009, sont passé à près de 50 €/MWh en 2011, puis ont fortement baissé en 2012 et 2013, mais les évolutions des prix ont divergé à cause des différences de mix énergétiques dans un contexte marqué par la baisse des prix du charbon, devenu moins cher que le gaz, les pays disposant d'un parc important de centrales au charbon étant favorisés par rapport à ceux qui dépendent surtout du gaz[R 14].

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 h et 8 h du matin, éolien et solaire allemands entre 13 h et 17 h, 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 h et 8 h du matin et -100 €/MWh entre 14 h et 16 h[R 15].

Interconnexions[modifier | modifier le code]

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).

L’année 2011 a été marquée par le démarrage du chantier d’interconnexion France-Espagne par l’est des Pyrénées entre Baixas (près de Perpignan) et Santa Llogaia (près de Figueras), liaison en courant continu (320 kV) entièrement souterraine décidée lors du sommet franco-espagnol de Saragosse le 27 juin 2008. La mise en service de cette nouvelle interconnexion en 2015 permettra de porter la capacité physique d’export depuis la France vers l’Espagne de 1 400 MW à 2 800 MW. Son coût de 700 M€ est financé en partie (225 M€) par l'Union européenne[R 7].

RTE a également mené de 2011 à 2013 des travaux d’optimisation du réseau afin d’augmenter les capacités d’échange avec l’Italie. Un projet de nouvelle liaison, dit "projet Savoie-Piémont", est en préparation par RTE et son homologue italien Terna ; cette liaison souterraine en courant continu devrait être construite de 2014 à 2019[R 16].

Par ailleurs, RTE et son homologue britannique travaillent sur un projet de nouvelle interconnexion entre la France et l’Angleterre[s 1].

Les interconnexions entre la France et l'Allemagne étaient saturées pendant plus de la moitié du temps en 2013, soit cinq fois plus qu'en 2009 : le besoin d'un renforcement des capacités d'échange entre les deux pays est bien établi[R 17].

Statistiques d'échanges internationaux d'électricité de la France[modifier | modifier le code]

Évolution du solde exportateur électricité de la France par pays
Source données : RTE[R 18]
Echanges contractuels transfrontaliers d'électricité de la France en 2013
Source données : RTE[R 18]

Depuis 1981, la production française d'électricité est supérieure à la demande intérieure[b 7] et la France est exportatrice nette d'électricité : 47,2 TWh en 2013, ce qui en fait le pays le plus exportateur de l'Europe de l'Ouest[R 18].

Le solde des échanges est positif avec tous les pays voisins, à l'exception notable de l'Allemagne de 2004 à 2010, puis à nouveau en 2012 et 2013.

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 1er trimestre, ils ont été exportateurs de 3,7 TWh sur le reste de l'année[T 3].

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[RTE 5], 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 exporte son énergie vers quasiment tous ses voisins y compris la France[RTE 6].

En 2013, le solde exportateur de la France s'est encore accru de 3 TWh, mais son solde importateur avec l'Allemagne s'est accru de 1,1 TWh, pour les mêmes raisons qu'en 2012 : bas prix du charbon et excédents sporadiques de production éolienne et solaire allemande, que l"Allemagne exporte vers tous les pays voisins.

RTE publie régulièrement un bilan quantitatif de ces échanges, recensant les échanges contractuels qui diffèrent des données diffusées par les ministères concernant les échanges physiques[M 9]. 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 ou par d'autres pays[R 18].

Solde exportateur des échanges contractuels d'électricité de la France avec ses voisins
en TWh 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007[T 4] 2008[T 5] 2009[T 6] 2010[T 7] 2011[T 3] 2012[RTE 5] 2013[R 18]
Drapeau de la Belgique Belgique 8,3 11,5 10,4 11,5 13 11,5 15,5 10,2 9,0 -2,8 -0,9 5,8 12,0 12,9
Drapeau de l'Allemagne Allemagne 15,2 14,2 4,2 4,4 -8,7 -9,7 -5,6 -8,2 -12,6 -11,9 -6,7 2,4 -8,7 -9,8
Drapeau de la Suisse Suisse 7,4 8,1 21,7 19,4 20,2 20,4 20,5 21,7 18,4 16,4 19,5 25,2 17,5 16,5
Drapeau de l'Italie Italie 15,8 17,7 22,1 21,4 21,4 19,4 17,3 20,4 17,8 18,1 16,2 16,1 15,1 15,4
Drapeau de l'Espagne Espagne 7,9 5,5 8,7 5,6 5,2 6,5 4,3 5,4 2,7 1,5 -1,6 1,4 1,8 1,7
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 14,7 11,4 9,1 2,4 9,3 10,5 9,8 6 11,3 3,3 3,0 4,8 6,5 10,5
TOTAL 69,4 68,4 76,2 64,7 60,4 58,6 61,8 55,5 46,6 24,6 29,5 55,7 44,2 47,2
Détail des exportations et importations contractuelles d'électricité vers/de pays voisins
en TWh Export vers…
en 2010
Import de…
en 2010
[T 8]
Export vers…
en 2011
Import de…
en 2011
[T 9]
Export vers…
en 2012
Import de…
en 2012
[RTE 5]
Export vers…
en 2013
Import de…
en 2013
[R 18]
Drapeau de l'Allemagne Allemagne 9,4 16,1 10,8 8,4 5,2 13,9 5,3 15,1
Drapeau de la Belgique Belgique 3,9 4,8 7,9 2,1 13,9 1,9 15,2 2,3
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 8,5 5,5 7,7 2,9 8,4 1,9 12,3 1,8
Drapeau de l'Espagne Espagne 1,9 3,5 4,5 3,1 5,8 4,0 5,8 4,1
Drapeau de l'Italie Italie 17,4 1,2 16,9 0,8 15,7 0,6 16,9 1,5
Drapeau de la Suisse Suisse 25,5 6,0 27,6 2,4 24,5 7,0 23,9 7,4
Total France 66,6 37,1 75,4 19,7 73,5 29,3 79,4 32,2

En 2012, on n'a observé une convergence complète des prix de marché de la zone France-Allemagne-Benelux que sur la moitié des heures de l’année, contre les deux tiers en 2011, ce qui traduit une situation de saturation accrue du réseau d’interconnexion. Les divergences de prix les plus marquées sont apparues notamment lors des épisodes de froid en France et lors des pics de production renouvelable en Allemagne. Elles révèlent les difficultés croissantes du réseau européen à répondre aux opportunités d’échanges issues de la diversité des moyens de production et mettent en évidence le besoin de renforcer les capacités d’échanges avec les pays voisins[RTE 6].

Prix de l'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Tarification de l'électricité.

La construction des prix ou des tarifs 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 (220 V) ;
  • pour finir, on ajoute les coûts de commercialisation.

Ceci explique pourquoi les prix 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 :

  • production : 40 %
  • transport et distribution : 33 %
  • impôts et redevances : 27 % (TVA, taxes locales, CSPE, CTA).

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 2]:

Évolution des tarifs réglementés (prix d'énergie en c€ HT/kWh) pour les particuliers de 2004 à 2013
Date Option Base Option Heures Creuses
3 kVA 6 kVA >6 kVA HP* HC*
01/01/2004 9,43 7,65 7,65 7,65 4,50
15/08/2006 9,59 7,78 7,78 7,78 4,58
16/08/2007 9,70 7,87 7,87 7,87 4,63
15/08/2008 9,89 8,03 8,03 8,03 4,72
15/08/2009 7,81 7,84 8,17 8,39 5,19
15/08/2010 7,93 7,98 8,17 9,01 5,57
01/07/2011 8,06 8,12 8,31 9,16 5,67
23/07/2012 8,22 8,28 8,48 9,35 5,78
01/08/2013 8,83 9,98 6,10
* HP=heures pleines ; HC=heures creuses

Les statistiques ci-dessous sont tirées de la base de données d'Eurostat[37] (les petits pays ont été écartés pour améliorer la lisibilité) :

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

Il convient cependant de préciser que les prix hors taxes sont une base de comparaison insuffisante, car les taxes sont très importantes dans certains pays, et de plus certaines de ces taxes sont directement affectées au financement des énergies renouvelables (CSPE en France, EEG-Umlage en Allemagne. Ainsi, en Allemagne en 2013, le prix moyen de l'électricité pour un ménage-type de trois personnes consommant 3500 kWh/an atteint 28,5 c€/kWh, dont 14,37 c€/kWh de taxes, en particulier : 4,55 c€/kWh de TVA et 5,277 c€/kWh d'EEG-Umlage (contribution aux surcoûts des EnR)[47].

Évolution des prix de l'électricité en Europe pour les consommateurs domestiques 2007-2012

Le graphique ci-dessus montre l'évolution de ces prix, semestre par semestre depuis 2007 : en 4 ans et demi, ils augmentent de 13 % dans l'Union européenne, soit un peu plus vite que l'inflation ; dans la zone euro, la hausse a été un peu moins forte : +11,8 % ; en France, la hausse n'a été que de 6,7 % et en Allemagne de 12,7 %.

Prix de l'électricité en Europe pour les consommateurs industriels au 1er semestre 2012

Ce graphique permet de constater que les consommateurs industriels (500 à 2000 MWh) français bénéficient eux aussi de prix parmi les plus bas d'Europe : 8,09 c€/kWh hors taxes, largement inférieurs (de 17 %) à la moyenne de l'Union européenne : 9,76 c€/kWh ; seuls 5 pays (Pays-Bas, Suède, Norvège, Bulgarie et Finlande) ont des prix encore plus bas, pour la plupart grâce à des ressources locales à bas coût : hydroélectricité en Norvège et Suède, gaz aux Pays-Bas et en Norvège ; l'Allemagne a un prix inférieur à la moyenne : 8,95 c€/kWh (10,6 % de plus qu'en France) ; les prix les plus élevés se trouvent en Italie (13,15 c€/kWh), en Espagne et au Royaume-Uni.

Évolution des prix de l'électricité en Europe pour les consommateurs industriels 2007-2012

Ce graphique montre l'évolution de ces prix, semestre par semestre depuis 2007 : en 4 ans et demi, ils augmentent de 15,1 % dans l'Union européenne, soit nettement plus vite que l'inflation ; dans la zone euro, la hausse a été encore plus forte : +18,1 % ; en France, la hausse a été très forte : +39 % (après élimination des fluctuations saisonnières) et en Allemagne de 0,1 % seulement. Il apparaît clairement que les fournisseurs français ont réussi à imposer un rattrapage partiel de l'écart de prix entre la France et le marché européen, centré sur l'Allemagne. Il est possible aussi que la hausse du prix moyen en France soit liée au mouvement de désindustrialisation particulièrement marqué sur cette période : les industries qui ont disparu sont peut-être celles qui bénéficiaient des prix les plus avantageux, négociés sous la pression des politiciens pour tenter de maintenir en survie les entreprises les plus fragiles.

La CRE a publié le 18/02/2013 un rapport sur le fonctionnement des marchés de détail français de l'électricité et du gaz naturel dans lequel elle annonce : « l’analyse prospective de l’évolution des tarifs réglementés de vente sur la période 2012-2017 fait apparaître que la hausse de la facture moyenne hors taxe d’un client résidentiel ou professionnel, qui atteint près de 30 % dans les projections de la CRE en euros courants (dont 10,4 % d’inflation), sera due pour plus du tiers à l’augmentation de la CSPE, laquelle s’explique pour l’essentiel par le développement des énergies renouvelables »[s 3].

Le 11 avril 2014, le Conseil d'État a annulé la hausse de tarif d'août 2012, la jugeant insuffisante : alors que la CRE avait initialement estimé à 5,7% la hausse nécessaire des tarifs pour les particuliers en 2012 et l'avait même évaluée dans un second temps à 9,6%, le gouvernement avait ramené cette hausse à 2 % ; l'Anode, un regroupement de concurrents d'EDF comprenant Direct Énergie, avait saisi le Conseil d'État pour préjudice concurrentiel ; le Conseil d'État a constaté que les tarifs annulés étaient « manifestement inférieurs au niveau auquel ils auraient dû être fixés en application des principes s'imposant aux ministres » et « ne permettaient pas de répercuter les hausses prévisionnelles des coûts de production pour l'année 2012 » ; les factures d'électricité devront donc être réajustées rétroactivement[48].

Les acteurs[modifier | modifier le code]

Producteurs en France[modifier | modifier le code]

  • EDF est de loin le premier producteur, transporteur, distributeur et fournisseur d'électricité en France, no 2 en Grande-Bretagne et en Italie, 70e au classement Fortune Global 500 de 2014 par chiffre d'affaires, 3e groupe mondial du secteur des services publics (utilities) derrière le groupe public chinois State Grid Corporation et ENEL[49] ; 8e capitalisation du CAC 40 au 9 juillet 2014[50]. À l'échelle mondiale, EDF a produit 628 TWh d'électricité en 2011 et desservi 37,7 millions de clients ; son chiffre d'affaires a atteint 65,3 milliards d'euros, dont 43 % hors de France, et ses investissements 11,1 milliards d'euros[F 10]. EDF est en 2012 le 8e propriétaire mondial d'infrastructures[51]. EDF étend son activité au gaz, en s'appuyant sur l'expérience de sa filiale italienne Edison ; c'est actuellement le principal concurrent de GDF Suez dans le gaz en France, et GDF Suez est son principal concurrent dans l'électricité.
  • GDF Suez est 44e au classement Fortune Global 500 de 2014 par chiffre d'affaires, et 4e groupe énergétique mondial derrière l'américain Glencore, le russe Gazprom et l'allemand E.ON[52] ; c'est la 6e capitalisation du CAC 40 au 9 juillet 2014[50].
Sur son site web, GDF Suez se présente[53] comme "1er groupe mondial dans le secteur des utilities", ce qui peut paraître contradictoire avec le classement de Fortune évoqué ci-dessus ; cela peut s'expliquer par le fait que les groupes concernés ont des activités hors du champ de l'énergie, qui sont prises en compte dans leur chiffre d'affaires (c'est d'ailleurs aussi le cas de GDF Suez qui distribue de l'eau par sa filiale Suez Environnement ; il affirme aussi être :
  • dans le secteur électrique : 1er producteur indépendant d’électricité dans le monde ; 1er producteur mondial d’électricité non nucléaire ; 118,2 GW de capacités de production électrique installées dans le monde, plus 11,8 GW en construction.
  • dans le gaz naturel : 2e acheteur de gaz naturel en Europe, 1er opérateur de réseaux de transport et de distribution de gaz naturel en Europe et 1er vendeur de capacités de stockage de gaz en Europe ; 344 licences d’exploration et/ou de production dans 16 pays; 789 Mbep de réserves prouvées et probables ; 1er importateur de Gaz naturel liquéfié en Europe et 3e importateur dans le monde, 2e opérateur de terminaux méthaniers en Europe.
Dans le secteur électrique en France, GDF Suez contrôle deux acteurs importants :
  • le no 1 allemand de l'électricité E.ON a racheté le 1er octobre 2009 à Endesa la société SNET[56] qui exploite les anciennes centrales à charbon des ex-Charbonnages de France ; E.ON France prévoit de fermer 5 centrales et de les remplacer par des cycles combinés gaz sur les mêmes sites. Le site web d'E.ON France[57] présente les chiffres clés 2011 d'E.ON en France : « Chiffre d’affaires  : 1987 M€ ; ventes d’électricité et de gaz : 13,1 TWh d’électricité et 6,9 TWh de gaz ; capacité installée : plus de 3 GW ; production d’électricité : 5,6 TWh. Fort de 4 centrales thermiques, 2 cycles combinés gaz, 6 parcs éoliens et 2 fermes solaires, E.ON est le 3e producteur d'électricité en France.[...] 3e fournisseur d'électricité et de gaz : plus de 200 clients, grossistes, grands industriels et du secteur tertiaire, sur plus de 400 sites en France ».
  • Poweo Direct Énergie, issu de la fusion le 11 juillet 2012 de Poweo et Direct Énergie, deux entreprises de fourniture d'électricité et de gaz apparues en 2002 et 2003, à la suite de l'ouverture de ces marchés à la concurrence. En juin 2009, le fondateur de Poweo, Charles Beigbeder vend sa participation à l'autrichien Verbund, le premier producteur d'électricité d'Autriche ; en juillet 2011 Direct Énergie annonce le rachat de la participation majoritaire de l'autrichien, prélude à la fusion de 2012. Le capital de la société est détenu à 60,8 % (72,6 % des droits de vote) par François 1er Énergie, société holding détenue en majorité par Financière Lov et dirigée par Stéphane Courbit. Son site web[58] la présente comme « 1er fournisseur alternatif de gaz et électricité en France, avec plus d'un million de clients et 6,18 TWh d'électricité consommés par ces clients en 2011 ». Son parc de production comprend surtout de petites centrales hydrauliques et des éoliennes ; elle a remporté, en partenariat avec Siemens, un appel d’offres portant sur la construction d’une tranche à cycle combiné au gaz naturel d’une puissance de 422 MW à Landivisiau en Bretagne, et développe un autre projet cycle combiné au gaz à Hambach en Moselle (deux tranches de 446 MW).
  • Alpiq Énergie France[59], filiale du groupe suisse Alpiq, issu de la fusion en 2009 des groupes Atel et EOS (Électricité Ouest Suisse) ; Alpiq a des éoliennes et des barrages en France, et a construit un cycle combiné gaz de 420 MW à Bayet dans l'Allier, mis en service en 2011. Alpiq Énergie France s'est par ailleurs porté candidat au renouvellement des concessions hydroélectriques en France. Selon son site, Alpiq France annonce qu'il dessert 500 sites industriels, leur a livré 15 TWh en 2011, possède une puissance installée de 430 MW et a fait un chiffre d'affaires de 1053 MF en 2011[60].
  • UEM (Usine d'électricité de Metz), société d'économie mixte créée par la ville de Metz. Sa production électrique (20 % des besoins de ses clients) est assurée par trois centrales hydrauliques situées sur la Moselle, et par une centrale thermique de cogénération chaleur-électricité, qui alimente le réseau de chaleur de la ville.

Producteurs à l'étranger[modifier | modifier le code]

Fournisseurs (commercialisateurs)[modifier | modifier le code]

Au total 22 sociétés de commercialisation (fournisseurs) sont présentes sur le marché français au niveau national (10 proposent des offres à tous les clients[61] et 12 seulement aux clients non résidentiels[62]), dont, outre les producteurs présentés plus haut :

Les régionaux :

  • Électricité de Strasbourg (fourniture uniquement sur sa zone de desserte), créée en 1899 sous le nom de Elektrizitätswerk Strassburg A.G., société anonyme cotée en Bourse depuis 1927, dont l'actionnaire principal est EDF (88,5 %) ; Électricité de Laufenbourg, actionnaire historique suisse, a cédé ses parts à EDF en 2008.
  • Alterna[63], créée le 30 juin 2005 par Gaz Électricité de Grenoble et Sorégies pour fournir de l'électricité et du gaz en dehors de leur zone de desserte historique ; depuis, une vingtaine d'ELD (Entreprises Locales de Distribution) les ont rejoints.
  • Energem, marque de commercialisation d'UEM.
  • Gaz Électricité de Grenoble, Société d'Économie Mixte de la Ville de Grenoble.

Les fournisseurs d'électricité verte :

  • Enercoop[64], société coopérative fondée en 2005 par diverses sociétés et associations dont  : Biocoop, Greenpeace et La Nef, pour fournir une électricité 100 % renouvelable. C'est le seul fournisseur qui ne fait pas appel à l'ARENH (Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique).
  • Lampiris[65], entreprise belge basée à Liège (500000 clients), créée en 2003, apparue en France en 2010, propose un contrat 100 % renouvelable.
  • Planète OUI[66], créée en 2007, propose un contrat 100 % renouvelable.

Les fournisseurs spécialisés sur le marché des professionnels :

  • HEW Énergies SA[67], filiale du groupe allemand Vattenfall, implantée en France depuis 2000.
  • Edenkia
  • Iberdrola
  • Enel France, filiale du groupe italien ENEL, opérateur historique de l'Italie.
  • EGL AG, succursale d'un groupe suisse
  • Enovos, société germano-luxembourgeoise

Gestionnaires de réseaux[modifier | modifier le code]

  • Réseau de transport : il était jusqu'en 1997 propriété de l'État au travers d'EDF, puis géré par RTE (réseau de transport d'électricité), filiale à 100 % d'EDF.
  • Réseaux de distribution : ils sont la propriété des communes qui en concèdent la construction et l'exploitation à un gestionnaire de réseau de distribution (GRD), le plus souvent à ERDF (avec EDF-GDF Services). Les communes, indépendamment ou regroupés en syndicat d'électricité, peuvent aussi gérer directement la distribution, en régies locales (au nombre de 160 environ) :

Régulateurs[modifier | modifier le code]

Bourse de l'électricité[modifier | modifier le code]

  • Powernext
  • EPEX SPOT, créée en 2008 par la fusion des marchés spot de l’électricité des bourses de l’énergie Powernext et European Energy Exchange (EEX) ; elle est détenue à parts égales (50 %) par les deux sociétés mère[68],[69]. EPEX SPOT SE gère les marchés spot de l’électricité pour la négociation à court-terme en France, Allemagne/Autriche et Suisse. Ensemble, ces pays totalisent un tiers de la consommation d’électricité en Europe.

Organismes de concertation[modifier | modifier le code]

Le Comité des utilisateurs du réseau de transport, créé en 2000, regroupe tous les acteurs du système électrique, c'est-à-dire RTE, les producteurs d'électricité raccordés au réseau, les sociétés de commercialisation, les consommateurs éligibles (industriels) et les sociétés de distribution d'électricité. L'objectif de ce comité est de concerter les décisions tant techniques qu'économiques pour assurer le bon équilibre du réseau.

Syndicats patronaux[modifier | modifier le code]

  • UFE (Union Française de l’Électricité)[70] : association professionnelle du secteur de l’électricité ; membre du MEDEF et d’EURELECTRIC, l’association européenne des électriciens ; regroupe, directement ou indirectement, plus de 500 entreprises qui emploient, en France, plus de 150 000 salariés, pour un chiffre d’affaires de plus de 40 Mds d’euros.
  • ANODE (association nationale des opérateurs détaillants en énergie)[71] rassemble les fournisseurs alternatifs désireux de promouvoir, ensemble, une concurrence effective sur les marchés du gaz et de l’électricité en France.

Réglementation[modifier | modifier le code]

Le cadre règlementaire a été défini par la directive européenne 2003/54/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité, publiée le 26 juin 2003. Cette directive a été transposée en France par la loi no 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières, puis par la loi « NOME » (nouvelle organisation du marché de l’électricité) du 7 décembre 2010.

L'ouverture du marché de l'électricité[modifier | modifier le code]

Le marché de l'électricité a été ouvert à la concurrence, conformément aux directives européennes de décembre 1996 puis de juin 1998 (« paquet énergie ») et enfin de 2003, par lesquelles l'Union européenne organise l'unification du marché intérieur de l’électricité et du gaz. Certains États membres avaient déjà initié une libéralisation de leurs marchés énergétiques. En France, depuis 1946, l’électricité et le gaz étaient des services publics principalement assurés par deux quasi-monopoles ayant en termes de service rendu une très bonne image dans l'opinion publique : EDF et GDF. La transposition des directives supposait des évolutions importantes, qui ont été mises en place de façon progressive. Une loi du 10 février 2000 a transcrit la directive relative à l’électricité avec de 2000 à 2001 plus de 30 décrets et arrêtés d’application publiés imposant une ouverture en droit à la concurrence avant juin 2000 (dans les faits à partir de février 1999). La directive sur le marché intérieur du gaz a été plus tardivement transcrite et appliquée dans les faits dès août 2000 via un régime transitoire d’accès au réseau.

La loi du 10 février 2000 a notamment créé la Commission de régulation de l'énergie (CRE), une autorité administrative indépendante, chargée de veiller au bon fonctionnement du marché de l'énergie (gaz et électricité) et d'arbitrer les différends entre les utilisateurs et les divers exploitants.

L'ouverture a respecté le phasage suivant [s 4]:

  • Juin 2000 : éligibilité de tout site consommant plus de 16 GWh (soit un taux d'ouverture du marché de plus de 30 %)[72].
  • Février 2003 : éligibilité de tout site consommant plus de 7 GWh
  • Juillet 2004 : éligibilité des entreprises et collectivités locales
  • Juillet 2007 : éligibilité de tous les consommateurs (dont les clients résidentiels)

L'ouverture du marché aux premiers consommateurs éligibles (industriels) s'est accompagnée initialement d'une forte hausse des tarifs, ces consommateurs ayant été largement subventionnés auparavant. Selon l'Union des industries chimiques (UIC) le prix moyen du mégawatt-heure a augmenté de 55 % entre 2001 et 2005, passant de 22 à 34,4 €.

2 types de contrats sont possibles pour le client :

- « contrat à tarif réglementé » (chez les fournisseurs historiques)
- « contrat en offre de marché » (proposé par fournisseurs historiques et alternatifs).

La loi NOME (nouvelle organisation du marché de l’électricité) du 7 décembre 2010 institue un accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), dans la limite d’un plafond de 100 TWh à répartir entre les fournisseurs alternatifs, qui seront ainsi en mesure de proposer des offres compétitives par rapport aux tarifs règlementés de vente pour les clients résidentiels et petits professionnels. Les conséquences de l’adoption du dispositif ARENH sont les suivantes :

  • les tarifs réglementés de vente de l’électricité pour les grandes et moyennes entreprises (les tarifs verts et jaunes) s’éteindront au plus tard au 31 décembre 2015 ;
  • la réversibilité illimitée (droit de revenir au tarif réglementé après avoir opté pour l'éligibilité) ; de ce fait, le TaRTAM (dispositif transitoire destiné à donner accès un tarif proche du tarif réglementé pour les clients industriels qui avaient conclu un contrat à prix de marché plus coûteux que le tarif) a disparu ;
  • les tarifs réglementés de vente d’électricité seront progressivement construits par addition des coûts d’approvisionnement en électricité, du prix d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique et du coût du complément de la fourniture intégrant la garantie de capacité, des coûts d’acheminement, des coûts de commercialisation ainsi que d’une rémunération raisonnable (au plus tard en 2015)[s 5].

La CRE publie chaque trimestre un rapport sur le degré d'avancement de l'ouverture du marché[s 6]. Voici les principaux points du bilan annuel 2011 :

  • le dispositif ARENH, entré en vigueur le 01/07/2011, a permis aux fournisseurs alternatifs d'acheter 61,3 TWh en un an au prix du nucléaire historique ; la première conséquence a été une augmentation de leur part de marché sur le segment des grands consommateurs d’électricité, de 26,6 % fin mai 2011 à 34 % fin décembre.
  • au 31/12/2011, 1 838 000 sites résidentiels sont en offre de marché (+16 % par rapport à 2010) ainsi que 693 000 sites non résidentiels (-5 %).
  • le marché de l’électricité reste cependant dominé par les tarifs réglementés de vente, qui conservent, au 31 décembre 2011, 93 % des sites toutes catégories confondues (représentant 63 % de la consommation).

Cas des Zones Non Interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI)[modifier | modifier le code]

Ces collectivités et départements français, non interconnectés avec le réseau électrique de la France continentale, doivent produire sur place la totalité (ou la quasi-totalité) de l’énergie électrique consommée[73]. La loi française les identifie comme des « zones non interconnectées au réseau métropolitain continental » (ZNI)[74]. Le coût de production de l’électricité y est plus élevé que ceux obtenus en France continentale et le coût de revient de l'électricité, dans le meilleur des cas, y est deux fois plus élevé que son prix de vente au tarif garanti par la péréquation tarifaire.

Une dérogation européenne, applicable par tous les pays concernés, prévoit la mise en place d’une organisation adaptée aux régions non interconnectées (Corse, DOM, COM pour la France, les Canaries pour l'Espagne, ou les Açores pour le Portugal)[F 11].

En France, un système compensatoire, la CSPE (Contribution au Service Public de l'Électricité) dont le montant est proposé par la CRE (Commission de Régulation de l'Énergie) permet d'assurer l'équilibre économique des producteurs.

CORSE, DOM (Départements d'Outremer) et COM (Collectivités d'Outremer)[modifier | modifier le code]

EDF SEI (Systèmes Energétiques Insulaires) produit, achète, transporte et distribue de l'électricité dans les systèmes électriques isolés français suivants : la Corse, les DOM - Départements d'Outre-Mer (Archipel de la Guadeloupe, Guyane, Île de la Réunion, Martinique), les COM - Collectivités d'Outre-Mer (Saint-Pierre et Miquelon, Saint-Barthélemy, Saint-Martin).
En Corse et Outre-Mer, EDF continue d’assurer intégralement le service public de distribution de l’électricité au travers d’une direction spécifique, EDF SEI, tout en achetant à certains producteurs privés. Par exemple en Guadeloupe 25 % de l'électricité est produite par la CTM (Compagnie Thermique du Moule, société privée filiale de Sechilienne-Sidec) et 7 % par la "centrale export diesel de Jarry" (centrale thermique privée)[75],[76].

À Mayotte, c'est Électricité de Mayotte, une SEM détenue à 50,01 % par le Conseil Général de Mayotte, 24,99 % par EDF, 24,99 % par SAUR International (filiale de Bouygues) et 0,01 % par l’État, qui assure ces mêmes services[s 7].

Polynésie Française et Nouvelle-Calédonie[modifier | modifier le code]

Dans ces zones, des concessions sont délivrées par les collectivités pour assurer l'achat, la vente, la production, le transport et la distribution de l'électricité.
Ainsi, la société privée Électricité de Tahiti (filiale de GDF Suez) pour Tahiti et dix-neuf autres îles de la Polynésie française, ou ENERCAL (une SEM dont la Nouvelle-Calédonie détient 54,42 %, Eramet 16,3 %, EDF 15,98 % et GDF-Suez 10,79 %) en Nouvelle-Calédonie assurent ces missions dans ces territoires.

Programmation pluriannuelle des investissements[modifier | modifier le code]

La Programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité (PPI) est prévue par l’article 6 de la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité.

La Programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité 2009 - 2020 a fait l'objet d'un rapport au Parlement[M 6]. Le débat au Parlement a débouché sur un arrêté[16] qui fixe les objectifs suivants :

  • développement de la production électrique à partir d’énergies renouvelables :
    • solaire : 1100 MW fin 2012, 5400 MW fin 2020 ;
    • biomasse : 520 MW de plus pour fin 2012 et 2300 MW pour fin 2020 ;
    • énergies éoliennes et marines : 11 500 MW fin 2012 et 25 000 fin 2020, dont 19 000 terrestres et 6 000 marines ;
    • hydroélectricité : accroissement de 3 000 MW (production annuelle : 3 TWh) d'ici fin 2020.
  • nucléaire : un premier réacteur de troisième génération à l’horizon 2012 et un deuxième à l’horizon 2017, sur des sites nucléaires existants.
  • production d’électricité à partir d’énergies fossiles : moderniser le parc en vue d’en réduire les impacts environnementaux :
    • charbon : réduire le parc de 6 900 MW à 3 300 MW d’ici à 2016, par le déclassement des installations les plus polluantes ;
    • aucune nouvelle installation de production d’électricité à partir de charbon ne sera autorisée en métropole si elle ne s’inscrit pas dans une logique complète de démonstration du captage, transport et stockage du dioxyde de carbone ;
    • gaz : le parc centralisé de production d’électricité à partir de gaz naturel sera développé.
  • cogénération : développer la cogénération à partir de sources d’énergie renouvelables, notamment la biomasse.
  • zones non interconnectées au réseau métropolitain continental :
    • objectifs détaillés de mise en service de moyens de production d’électricité à puissance garantie, par territoire ;
    • objectifs généraux de développement des énergies renouvelables.

Recherche[modifier | modifier le code]

Recherche dans l'industrie nucléaire[modifier | modifier le code]

Réacteur rapide à caloporteur sodium
Maquette de ITER

Des recherches sont en cours pour :

Ces réacteurs sont conçus pour utiliser le potentiel énergétique du plutonium (et éventuellement d'autres produits de fission) produit par les réacteurs des générations précédentes, bouclant ainsi le cycle du combustible nucléaire et augmentant considérablement le potentiel global du nucléaire.
En outre, il existe des projets de réacteurs sous-critiques (hybrides réacteur nucléaire piloté par accélérateur ou Rubbiatron), éventuellement dédiés à la transmutation.
A posteriori, on peut classer les réacteurs Phénix et Superphénix comme prototypes de réacteurs de génération IV. ASTRID, leur successeur et nouveau prototype de 600 MWe du CEA, devrait être construit sur le Site nucléaire de Marcoule à partir de 2020[77].
  • la fusion : le projet international ITER[78], en français : « réacteur thermonucléaire expérimental international » est un projet de machine expérimentale de type tokamak visant à montrer la faisabilité d'un réacteur nucléaire utilisant le principe de la fusion ; faisant suite à plusieurs étapes préliminaires, il vise à produire une puissance de 500 MW à partir d'une alimentation externe de 50 MW. Il est financé par 34 nations, dont l'Union Européenne, les États-Unis, la Chine, la Russie, le Japon et la Corée du Sud. Il est actuellement en construction à proximité de Cadarache (France). Le projet a subi des retards (premier plasma désormais annoncé pour novembre 2020) et une explosion de son devis (Le projet, d’abord estimé à 5 milliards d’euros approche désormais les 15 milliards)[79].
Un autre projet, alternatif, vise à tester la possibilité d'utiliser un laser pour retirer de l'énergie utile de la fusion nucléaire, HIPER (pour High Power Laser Energy Research)[80].

Recherche sur les énergies renouvelables électriques[modifier | modifier le code]

Géothermie[modifier | modifier le code]

En 2008, le programme européen de géothermie profonde en place à Soultz-sous-Forêts prend fin, laissant une plate forme qui parallèlement à sa fonction de production peut devenir un lieu de recherche (acquisition et valorisation des données acquise durant le fonctionnement de ce prototype ; étude des mécanismes de création et maintien d'échangeurs thermiques profonds, qualification des équipements). La France vise la création pour 2015 de pilotes faisant suite à ce prototype scientifique pour significativement valoriser cette énergie vers 2030.

Solaire[modifier | modifier le code]

La centrale solaire Thémis.

Un Commissariat à l'énergie solaire a été créé en 1978, qui a depuis fusionné avec l'ADEME.

Photovoltaïque : Le coût des panneaux solaires photovoltaïques est encore relativement élevé, mais il a nettement baissé au cours des 15 dernières années. Les recherches sur différents axes (techniques moins chères avec les couches minces, ou bien cellules aux rendements plus élevés) permettent d'espérer des améliorations sensibles.

Solaire thermodynamique : cette technique est en plein développement (les États-Unis et l'Espagne étant pionniers) et semble très prometteuse à court terme dans les zones très ensoleillées. En Espagne, un modèle standardisé de centrale à miroirs cylindro-paraboliques de 50 MW a été développé à grande échelle : en novembre 2012, on dénombre déjà 39 centrales connectées (1 781 MW, 4 670 GWh/an) qui évitent l'émission de 3 Mt/an de CO2, et 13 centrales en construction pour 573 MW et 1 620 GWh/an[81]. Cette technologie est utilisée pour la construction de la centrale de Solana, la plus grande centrale solaire au monde, située dans l'Arizona et dont la mise en service a eu lieu en octobre 2013 ; sa puissance est de 280 MW et son coût estimé est de 2 milliards de dollars[82], soit 7 140 $/kW, ce qui est encore nettement supérieur au coût des centrales nucléaires, même la plus coûteuse : l'EPR (5 300 euros/kW), qui a par ailleurs un coefficient facteur de charge (ratio production/puissance) au moins 3 fois plus élevé.

La centrale solaire Thémis fut active de 1983 à 1986, fermée par le gouvernement Chirac faute de rentabilité, elle a été réhabilitée à partir de 2005 pour produire de l’électricité et participer à la recherche dans le domaine des nouvelles technologies de l'énergie solaire. Le Four solaire d'Odeillo, un laboratoire d'1 MW, est encore en activité.

Éolien[modifier | modifier le code]

Pour l'éolien, la recherche vise à réduire les coûts et anticiper les déploiements, ainsi que de nouveaux concepts (petites éoliennes, éoliennes horizontales, éoliennes flottantes, utilisation optimale du vent par une nouvelle aérodynamique…).

Hydroélectricité[modifier | modifier le code]

La grande hydroélectricité est déjà développée en France ; ses impacts environnementaux (fragmentation écologique des cours d’eau, perturbation de la faune piscicole) pourraient être réduits (suivi et anticipation des débits et ressources, suivi et gestion des sédiments). L'énergie pourrait être couplée avec d’autres (éolien ou solaire, incluant des systèmes hybrides de production ou utilisation de l’hydrogène).

Énergies marines[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Énergie marine.
Démonstration de l'innocuité de l'hydrolienne Sabella envers l'ichtyofaune lors de son année de tests à Bénodet

Plusieurs techniques utilisant les énergies marines sont en cours de développement :

  • L'hydrolienne est une turbine sous-marine (ou subaquatique, ou posée sur l'eau et à demi-immergée) qui utilise l'énergie cinétique des courants marins ou de cours d'eau, comme une éolienne utilise l'énergie cinétique de l'air. Les hydroliennes sont beaucoup plus petites que les éoliennes pour une même puissance, car la masse volumique de l'eau est environ 800 fois supérieure à celle de l'air. Les courants marins sont prévisibles (notamment en consultant les éphémérides), on peut donc estimer avec précision la production d'électricité. Les potentiels des courants marins sont très importants, EDF estime que la France concentre à elle seule 20 % du potentiel hydrolien européen, c'est-à-dire 3 000 MW. Des travaux de recherche menés par EDF en partenariat avec l’Institut National Polytechnique de Grenoble depuis 2006 ont permis de développer un concept innovant d’hydrolienne carénée à axe de rotation vertical baptisé Harvest, dont les rendements sont très prometteurs (en test à Pont-de-Claix, sur un canal EDF) ; EDF teste sa première hydrolienne, conçue par la société irlandaise OpenHydro et assemblée à Brest en Bretagne par les équipes de DCNS, au large de Paimpol Bréhat ; le projet du parc hydrolien EDF de Paimpol-Bréhat sera composé de 4 hydroliennes de 16 mètres de diamètre chacune, dont un rotor de 12 mètres, d'une puissance unitaire de 500 kW[F 5] ; SABELLA, une PME quimpéroise, a immergé la première hydrolienne sous-marine française (10 kW) en 2008 à Bénodet, et construit actuellement une machine à échelle 1 de 1 MW (10 m de diamètre) qui sera installée dans le Passage du Fromveur à côté d'Ouessant fin 2013[83]. D'autres projets de plus petite taille sont en cours : la PME Hydro-Gen Water Power commercialise par exemple des hydroliennes flottantes de 10 kW[84]. En mars 2012, le gouvernement a annoncé un plan d'action en faveur de l'implantation d'usines hydroliennes sur les côtes françaises et le lancement d'un appel d'offres pour des zones d'exploitation dans le Raz Blanchard et le Passage du Fromveur. GDF Suez et sa filiale Eole Generation souhaitent, dès maintenant, obtenir les autorisations pour l'installation d'un parc pilote de 3 à 6 turbines pour une puissance de 3 à 12 MW. Le choix de la machine s'est porté sur deux technologies : l'hydrolienne SABELLA, et l'hydrolienne HyTide de Voith Hydro (coentreprise entre les groupes allemands Voith et Siemens). À terme, si la viabilité technique et économique du site est confirmée, GDF Suez envisage un parc d'une centaine de machines[85].
  • L’énergie des vagues - houlomoteur : les houlo-générateurs sont des convertisseurs qui transforment l’énergie de la houle en énergie électrique injectable sur le réseau. Sur la façade atlantique française, la puissance moyenne transmise par les vagues peut atteindre 45 kW par mètre de ligne de côte. Des prototypes Searev, pour récupérer l'énergie des vagues, sont testés depuis 2003. EDF Énergies Nouvelles a déterminé le site d’implantation de son projet pilote de machine houlomotrice au large de l’île de la Réunion. Le projet soutenu par l’État et la Région dans le cadre du plan de relance devrait permettre d’obtenir dès 2013-2014 un premier retour d’expérience sur le type de technologie retenu (bouée pilonnante), l’efficacité globale du dispositif et son innocuité environnementale[F 5].
  • L'Énergie thermique des mers (ETM) ou énergie maréthermique est produite en exploitant la différence de température entre les eaux superficielles et les eaux profondes des océans : les premiers tests ont été développés à partir de 1974 à Hawaï par le laboratoire de l’énergie thermique des mers d’Hawaï (NELHA) ; en France, la Région Réunion, DCNS et l'Université de La Réunion ont signé le 22 mars 2012 une convention tripartite pour engager un partenariat de recherche sur l'énergie thermique des mers, via le prototype à terre livré en février dernier par DCNS à la collectivité locale[86].

Stockage de l’énergie et réseaux intelligents[modifier | modifier le code]

Articles détaillés : Stockage d'énergie et Réseau intelligent.

Le stockage de l'énergie est un enjeu majeur de la politique énergétique dans les prochaines décennies.

Ce stockage conditionne le développement de certaines sources d'énergies, notamment renouvelables, car elles sont très fluctuantes (vent, soleil).

Le seul moyen de stockage utilisé à grande échelle pour lisser les pointes de consommation est le stockage d'eau par les barrages, en particulier les systèmes de pompage-turbinage (STEP), qui ont couramment des puissances unitaires de 1000 MW et des capacités de stockage de quelques GWh à plusieurs dizaines de GWh ; les temps de décharge/recharge vont de quelques heures à quelques dizaines d'heures. Les dispositifs de stockage d'énergie à air comprimé (CAES) qui n'existe qu'à l'état de démonstrateur pourraient atteindre des puissances de quelques centaines de MW et des capacités allant jusqu'au GWh. Les batteries sont plutôt adaptées aux stockages de petite taille, au niveau local. La régulation des irrégularités saisonnières (solaire) ne pourra guère être traitée que par des systèmes "Power to gas" (production d'hydrogène par électrolyse de l'eau, suivie ou non de sa transformation en méthane)[P 12].

L'optimisation de la gestion des réseaux de transport et distribution d’énergie (Smart grid) permettrait aussi de diminuer les pointes de consommation en décalant une partie des consommations. RTE développe des dispositifs d'effacement contractuel à la pointe[P 13].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. pourcentage du temps où la centrale est disponible pour fonctionner ; les périodes d'indisponibilité comprennent les arrêts programmés, pour entretien ou renouvellement des combustibles, et les arrêts non programmés (incidents).
  2. corrigée des variations d'hydraulicité à court terme, selon la directive 2009/28/CE relative aux énergies renouvelables
  3. Volume d'eau utile 2 millions de m³, hauteur de chute 108 mètres.
  4. Volume d'eau utile 14,3 millions de m³, hauteur de chute 925 mètres.
  5. Volume d'eau utile 20 millions de m³, hauteur de chute 423 mètres
  6. Volume d'eau utile 6,9 millions de m³, hauteur de chute 250 mètres)
  7. Les turbines à combustion fonctionnent à partir de gaz ou de pétrole, et admettent de l'air en comburant. Leur démarrage est très rapide, pouvant s'effectuer en moins de 20 minutes - Voir ref. Centrale de Porcheville
  8. dont 50 % considérés comme renouvelables, par convention
  9. au niveau de la production, avant déduction des consommations de la branche énergie
  10. consommation d'électricité à usage professionnel à Mayotte
  11. a et b les émissions de CO2 dues à l’autoconsommation sont comptabilisées dans le bilan des sites industriels concernés.
  12. pour pouvoir comparer des coûts d'années différentes (ou les additionner), il convient de les corriger de la dépréciation monétaire : tous les cumuls de coûts cités dans ce rapport sont ramenés en euros 2010 en les corrigeant de l'inflation.
  13. pertes en ligne comprises, Corse comprise, mais hors DOM
  14. 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.

Références[modifier | modifier le code]

  1. a et b p. 27
  2. p. 17
  3. p. 19
  1. p. 9
  2. p. 21

Commission de régulation de l'énergie (CRE) :

  • autres documents de la CRE :

Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie (MEDDE) :

  1. p. 49
  2. a et b p. 50
  3. a et b p. 91
  4. p. 92
  5. p. 129
  6. p. 62
  7. p. 53
  1. p. 24
  2. p. 25
  3. p. 46
  • MEDDE, autres documents :

Électricité de France (EDF) :

  1. p. 35
  2. p. 56
  3. a et b p. 54
  4. p. 48
  • autres documents d'EDF :
  1. Source : EDF, Fiche Grand'Maison
  2. Aménagement de Bissorte et Super-Bissorte, site EDF-énergie.
  3. EDF, Plaquette Revin
  4. [PDF] EDF, La centrale thermique a Flamme de Porcheville - p. 5.
  5. a, b et c [PDF]Dossier EDF énergies marines, sur le site medias.edf.com
  6. a et b EDF et le développement des énergies marines : L’exemple du parc hydrolien de Paimpol-Bréhat, site Médias d'EDF consulté le 12 février 2014.
  7. La climatisation à l’eau de mer a le swag, site EDF Pulse consulté le 13 févreir 2014.
  8. EDF Corse et Outre-mer, site d'EDF-SEI consulté le 5 août 2013.
  9. Les filiales d'EDF en Corse et en outre-mer, sur le site d'EDF-SIE consulté le 6 août 2013.
  10. Chiffres-clés EDF 2011, sur le site /presentation.edf.com
  11. La dérogation de la Communauté européenne en faveur des systèmes électriques non-interconnectés, site EDF SEI

Réseau de Transport d'Électricité (RTE) :

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  • RTE, autres rapports :
  1. Pertes sur le Réseau Public de Transport, sur le site clients.rte-france.com, 2012
  2. Accueil de la production hydrolienne, janvier 2013
  3. a et b RTE - Bilan électrique 2011, janvier 2012
  4. Résultats techniques du secteur électrique, RTE, section 4 « évolution du marché d'électricité », « évolution par pays », 2007. Voir aussi le tableau correspondant pour les autres années: 2000-2007
  5. RTE - Bilan électrique 2008
  6. RTE - Bilan électrique 2009
  7. RTE - Bilan électrique 2010
  8. Le bilan électrique français 2010, RTE, Dossier de presse, 20 janvier 2011, p.  18
  9. Le bilan électrique français 2011, RTE, Dossier de presse, 19 janvier 2012, p.  40
  • RTE, bases de données :
  • RTE, blog :

Cour des Comptes :

  1. p. 1
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  4. p. 27
  5. a et b p. 51
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  2. a et b p. 36
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  4. a et b p. 33
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  6. p. 35
  7. p. 37
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Autres références :

  1. a, b et c (en)Nuclear share figures, 2002-2012, sur le site de la World Nuclear Association consulté le 5 août 2013.
  2. réponse à la consultation sur l’évolution des mécanismes de soutien (voir p.8-9), site EnR du SER consulté le 7 mai 2014.
  3. Techniques de l'ingénieur - Glossaire des sigles - "Le programme nucléaire français de février 1974 prévoyait 2 filières à eau légère, pressurisée (CP1) et bouillante (CP2). Cette dernière option a été rapidement abandonnée et les 6 tranches antérieures ont été baptisées, a posteriori, « CP0 »."]
  4. Flamanville : le coût de l'EPR s'envole à 8,5 milliards d'euros, La Tribune du 04 12 2012
  5. Pourquoi l'EPR de Taishan démarrera avant ceux de Flamanville et de Finlande, sur le site de La Tribune
  6. Rapport de l’IRSN sur la définition d’un noyau dur post-Fukushima pour les REP d’EDF : objectifs, contenu et exigences associées, site de l'IRSN consulté le 19 février 2014.
  7. L’ASN fixe à EDF des exigences complémentaires pour la mise en place du "noyau dur", site de l'ASN consulté le 19 février 2014.
  8. La Shem devrait se développer davantage Sur le site enviro2b.com
  9. Sources Usine Nouvelle, Appel d'offres de marché public et CRDP
  10. Source HydroWeb pour les barrages de Montézic et de Couesque
  11. Site sur les barrages de la Truyère
  12. Site sur les barrages de la Dordogne
  13. Site sur les barrages des Pyrénées
  14. Décret 2008-109 du 26 septembre 2008.
  15. Les sites d'E-ON en France, sur le site d'E-ON France
  16. a, b et c arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements en électricité, sur le site Légifrance.
  17. GDF Suez va arrêter des centrales à gaz en France, sur le site du journal Les Échos.
  18. Bagasse et électricité à la Réunion, site Bioénergie.
  19. Guadeloupe : inauguration de la centrale à bagasse, site du journal Les Échos.
  20. Le Fonds Chaleur sur le site de l'ADEME.
  21. BCIAT
  22. Ouverture des offres biomasse, sur le site de la CRE.
  23. Article Actu-Environnement du 22 mai 2013
  24. Histoire - Le projet de barrage du Mont Saint Michel, site du Laboratoire des Ecoulements Géophysiques et Industriels (LEGI) de Grenoble consulté le 23 février 2014.
  25. Les usines marémotrices, projet de la baie du Mont-Saint-Michel, site Persée consulté le 23 février 2014.
  26. Bati-Actu (2013) Top départ pour la filière hydrolienne, publié 30/09/2013, consulté le 1er janvier 2013
  27. Mix énergétique de la Réunion - 100% EnR à l’horizon 2030, sur le site de l'Agence régionale de l'énergie de La Réunion consulté le 20 août 2013.
  28. Développer les énergies renouvelables, sur le site d'EDF-SIE consulté le 20 août 2013.
  29. Pourquoi Millener ?, sur le site Millenercorse consulté le 6 août 2013.
  30. Plan de relance de la filière solaire photovoltaïque (20 janvier 2014) voir page 4.
  31. EEWF - Eau et électricité de Wallis-et-Futuna, sur le site Fournisseur électricité consulté le 20 août 2013.
  32. CITEPA, site CITEPA.
  33. Centre industriel de stockage géologique, sur le site Cigéo.
  34. Le coût de production de l’électricité nucléaire actualisation 2014, site de la Cour des Comptes consulté le 28 mai 2014.
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  36. [PDF][1], sur le site de La Documentation Française.
  37. a et b accès à la base de données Eurostat, sur le site d'Eurostat.
  38. L’Allemagne va réduire les aides à l’éolien, sur le site des Échos consulté le 13 novembre 2013.
  39. Énergies vertes : Bruxelles choisit de ménager l'industrie, site du journal Les Échos consulté le 9 avril 2014.
  40. Article L. 321-10 du code de l'énergie., sur le site legifrance.gouv.fr
  41. Rapport d'activité 2011, sur le site erdfdistribution.fr
  42. [PDF] La compensation des pertes à ERDF, 2e page sur le site gtpe.cre.fr, ERDF avril 2009
  43. Électricité : la France explose les compteurs, Le Figaro, 7 février 2012)
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  45. (en) ENTSO-E Statistical Yearbook
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  50. a et b Composition et classement du CAC40 mis à jour en temps réel, site Boursier.com.
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  52. (en)Global 500 2014 (classement secteur énergie), Fortune.
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  60. Alpiq en bref, sur le site d'Alpiq France
  61. Liste des fournisseurs nationaux pour les particuliers, sur le site énergie-info
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  64. site Enercoop
  65. site de Lampiris
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  68. (en)EEX group structure, site EEX
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  70. site internet de l'UFE
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  72. L’ouverture des marchés français de l’électricité et du gaz (Extrait du rapport annuel de la DGEMP pour 2001)
  73. et électricité : les spécificités des systèmes insulaires., sur le site lenergeek.com du 29 mai 2012
  74. Les zones françaises non interconnectées, sur le site smartgrids-cre.fr, consulté le 12 février 2013
  75. L’énergie électrique à la Guadeloupe Énergies nouvelles et renouvelables - section 2 "La production d’énergie électrique"
  76. L’ÉNERGIE EN GUADELOUPE, UN CHALLENGE PERMANENT - section "L’énergie électrique" - publication INSEE nov 2010
  77. Techniques de l'ingénieur - 10 mai 2011 : Astrid : futur réacteur nucléaire de 4e génération
  78. (en)site officiel du projet ITER
  79. La Provence du 01/12/2012 : ITER de nouveau dans les clous, sur le site ITER.org
  80. Site Web du projet, sur le site hiper-laser.org
  81. (es)Carte des Centrales solaires thermiques en Espagne
  82. Technologie espagnole pour Solana, la plus grande centrale solaire au monde, sur le site greenetvert.fr
  83. Sabella, le petit poucet français de la filière hydrolienne, sur le site romandie.com
  84. Hydrolienne flottante, sur le site hydro-gen.fr
  85. Hydroliennes : GDF-Suez entre dans la course, sur le site meretmarine.com
  86. La Réunion mise sur l'énergie des mers, sur le site meretmarine.com.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]