Électricité en Europe

Vue satellite de nuit de l'Europe en 2002.

Le secteur de l'électricité en Europe se caractérise par la part importante des énergies dé-carbonées dans la production totale d'électricité : 60 % en 2017-2018, les énergies renouvelables ayant assuré 32 % de la production électrique de l'Union européenne et 36 % de la consommation de l'ensemble de l'Europe (contre 14,3 % en 2004) et le nucléaire 24 % ; les combustibles fossiles couvrent encore en 2018 que 39 % de la demande (charbon : 20,1 %, gaz naturel : 19 %).

L'électricité couvre 22,8 % de la consommation finale d'énergie de l'Union européenne. Cette dernière est élevée, la consommation annuelle d'électricité par habitant atteignant 6 046 kWh en 2018, supérieure de 85 % à la consommation moyenne mondiale.

L'Europe est aussi caractérisée par un haut niveau d'interconnexion. Pour des raisons historiques, le réseau électrique européen a été principalement construit sur des bases nationales, ou locales. Mais, dès l'après-guerre, l'un des premiers actes de reconstruction des pays européens fut d'interconnecter leurs réseaux nationaux, selon le principe de solidarité énergétique, permettant la complémentarité des réseaux et des différentes sources de production.

C'est sur cette base d'interconnexion que l'Union européenne a décidé de construire un marché intérieur de l'énergie, dont les prémices furent à la fois la Communauté européenne du charbon et de l'acier en 1952, le traité Euratom en 1957, et en premier lieu la déclaration de Messine en 1955 où les ministres se sont mis d’accord sur un objectif « d’établissement d’un réseau européen [...] de lignes électrifiées » et « sur la mise à la disposition des économies européennes d’énergie plus abondante à meilleur marché ».

Histoire

En Europe, l'électricité s'est d'abord développée sous la forme de la production hydroélectrique dans les régions de montagne, mais aussi de centrales à charbon dans les régions européennes dotées de cette ressource naturelle.

Production d'électricité

Production totale d'électricité

Production brute totale d'électricité dans l'Union européenne par pays (TWh)

Pays	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	2019	% 2019	var.1990-2019	2020
Total EU-27	2 275	2 659	2 985	2 907	2 928	2 961	2 945	2 909	100 %	+27,9 %
Allemagne	550	577	633	648	650	654	643	609	20,9 %	+10,7 %	582
France	421	540	569	580	564	562	582	571	19,6 %	+35,6 %	532
Italie	217	277	302	283	290	296	290	294	10,1 %	+35,5 %	281
Espagne	152	224	302	281	275	276	274	273	9,4 %	+79,6 %	263
Pologne	136	145	158	165	167	170	170	164	5,6 %	+20,6 %
Suède	147	145	149	162	156	164	163	168	5,8 %	+14,6 %
Pays-Bas	72	90	119	110	115	117	114	121	4,2 %	+68,6 %
Belgique	71	84	95	70	86	87	75	94	3,2 %	+32,2 %
République tchèque	63	73	86	84	83	87	88	87	3,0 %	+39,1 %
Autriche	50	61	71	65	68	71	69	74	2,6 %	+47,6 %	73
Finlande	54	70	81	69	69	68	70	69	2,4 %	+26,2 %
Roumanie	64	52	61	66	65	64	65	60	2,0 %	-7,3 %	56
Portugal	29	44	54	52	60	59	60	53	1,8 %	+86,5 %	53
Grèce	35	54	57	52	54	55	53	49	1,7 %	+38,9 %
Bulgarie	42	41	47	49	45	46	47	44	1,5 %	+5,1 %	41
Hongrie	28	35	37	30	32	33	32	34	1,2 %	+20,1 %
Irlande	15	24	28	28	31	31	31	31	1,1 %	+113 %	32
Danemark	26	36	39	29	31	31	30	30	1,0 %	+13,6 %	29
Slovaquie	26	31	28	27	27	28	27	28	1,0 %	+8,8 %
Slovénie	12	14	16	15	16	16	16	16	0,6 %	+29,4 %	17
Croatie	9	11	15	11	13	12	14	13	0,4 %	+43,9 %	13
Estonie	17	9	13	10	12	13	12	8	0,3 %	-55,6 %
Lettonie	7	4	7	6	6	8	7	6	0,2 %	-3,2 %	6
Chypre	2	3	5	5	5	5	5	5	0,2 %	+161 %	5
Lituanie	28	11	6	5	4	4	4	4	0,1 %	-86 %
Malte	1,1	1,9	2,1	1,3	0,9	1,7	2,0	2,1	0,07 %	+87 %	2,1
Luxembourg	1,4	1,2	4,6	2,8	2,2	2,2	2,2	1,9	0,07 %	+38,6 %	2,2
Autres pays européens et pays voisins :
Royaume-Uni	320	377	382	338	339	338	333	323		+1 %	313
Turquie	58	125	211	262	274	297	305	304		+429 %	305
Ukraine	299	171	188	164	165	156	160	154		-48,4 %	142
Norvège	122	143	124	145	149	149	147	135		+11,1 %	154
Suisse	56	68	68	68	63	63	69	73		+30,8 %	72
Serbie	40	32	38	38	39	37	37	38		-5,5 %
Islande	5	8	17	19	19	19	20	19		+332 %
Albanie	3	5	8	6	8	5	9	5		+58 %
Source : Eurostat

NB : les productions des pays à part élevée d'hydroélectricité (Norvège, Suède, Suisse, Autriche, Croatie, etc.) fluctuent fortement en fonction des précipitations.

Part des sources d'énergies non carbonées dans la consommation d'électricité

Sur la période de juillet 2017 à juin 2018, la part des énergies renouvelables dépasse 50 % de la consommation dans une douzaine de pays comme la Suède (67,1 %), l'Autriche (67,8 %) et la Suisse (62,3 %) ; en Norvège, elle dépasse même 100 % ; au Portugal elle atteint 51 %, en Roumanie 43,7 %, en Allemagne 40,3 %, en Italie 33,7 % et en Espagne 35,2 % ; la moyenne européenne (ENTSO-E) est de 36 %, dont 17,6 % pour l'hydraulique.

Le nucléaire, présent dans 15 des 34 pays de l'ENTSO-E, couvre 24 % de la consommation ; il ne dépasse 60 % qu'en France (79,5 %) et entre 30 % et 60 % en Slovaquie (50 %), Belgique (45,9 %), Bulgarie (44,6 %), Suède (43,3 %), Tchéquie (41,7 %), Slovénie (38,2 %), Hongrie (34,1 %) et Suisse (34 %). Le taux de décarbonation de la production électrique atteint donc 61 %.

La part des énergies décarbonées (énergies renouvelables + nucléaire) dans la consommation d'électricité (ou taux de décarbonation de la consommation électrique) varie fortement selon le pays :

Taux de décarbonation de la consommation d'électricité des pays de l'Europe (ENTSO-E) en 2017-2018.

Pays	% fossiles /cons.élec.	% décarbon. cons.élec.	% nucl. /cons.élec	% renouv. /cons.élec	% hydro. /cons.élec.	% éolien /cons.élec.	% solaire /cons.élec.
Total ENTSO-E	39 %	60 %	24 %	36 %	17,6 %	11 %	3,4 %
Suède	2 %	110,4 %	43,3 %	67,1 %	48,3 %	11,2 %
France	9,3 %	101,3 %	79,5 %	21,8 %	13,7 %	5,7 %	1,9 %
Slovénie	26,4 %	75,9 %	38,2 %	37,7 %	36,2 %	0,04 %	1,6 %
Slovaquie	17,1 %	73,2 %	50,1 %	23,1 %	16,3 %	0,02 %	1,9 %
Lettonie	29,3 %	69,2 %	0 %	69,2 %	55,5 %	1,8 %
Autriche	20,3 %	67,8 %	0 %	67,8 %	59,7 %	8,7 %
Bulgarie	53,1 %	65,4 %	44,6 %	20,8 %	12,8 %	4,4 %	3,9 %
Belgique	25,4 %	63,8 %	45,9 %	17,9 %	1,7 %	8,1 %	3,6 %
Finlande	13,5 %	62,5 %	25,1 %	37,4 %	18,1 %	6,0 %	0,05 %
Roumanie	42,4 %	61,9 %	18,2 %	43,7 %	28,1 %	12,2 %	3,1 %
Danemark	25,6 %	58,2 %	0 %	58,2 %	0,05 %	40,5 %	2,6 %
République tchèque	63,4 %	55,5 %	41,7 %	13,8 %	4,6 %	0,9 %	3,2 %
Espagne	40,9 %	54,7 %	19,5 %	35,2 %	11,0 %	18,8 %	4,7 %
Allemagne	55,0 %	54,3 %	14,0 %	40,3 %	5,3 %	20,4 %	6,9 %
Portugal	54,8 %	51,0 %	0 %	51,0 %	18,7 %	24,9 %	1,6 %
Croatie	18,5 %	48,8 %	0 %	48,8 %	38,6 %	7,4 %	0,4 %
Royaume-Uni	49,8 %	44,4 %	20,5 %	23,9 %	2,2 %	14,1 %	3,6 %
Hongrie	24,8 %	41,7 %	34,1 %	7,6 %	0,5 %	1,5 %	0,4 %
Italie	50,0 %	33,7 %	0 %	33,7 %	13,8 %	5,7 %	7,3 %
Irlande	68,8 %	32,3 %	0 %	32,3 %	3,8 %	28,1 %
Grèce	57,0 %	30,6 %	0 %	30,6 %	10,5 %	10,2 %	7,1 %
Lituanie	4,0 %	19,9 %	0 %	19,9 %	9,4 %	10,8 %	0,6 %
Estonie	106,2 %	17,8 %	0 %	17,8 %	0,3 %	6,9 %	0,1 %
Pays-Bas	75,8 %	17,7 %	2,9 %	14,8 %	0,1 %	9,7 %	2,2 %
Pologne	81,4 %	11,9 %	0 %	11,9 %	1,7 %	8,1 %	0,05 %
Luxembourg	3,5 %	8,6 %	0 %	8,6 %	23,0 %	4,0 %	1,2 %
Chypre	95,8 %	4,2 %	0 %	4,2 %	0 %	4,2 %
Autres pays européens :
Norvège	2,3 %	106,3 %	0 %	106,3 %	104,0 %	2,3 %
Suisse	1,4 %	96,3 %	34,0 %	62,3 %	62,2 %	0,2 %	1,7 %
Serbie	74,6 %	27,1 %	0 %	27,1 %	28,9 %	0

On remarque que 15 pays sur 28 (et 17 avec la Norvège et la Suisse) dépassent le seuil de 50 % d'énergies décarbonées. Le taux de décarbonation étant ici calculé en pourcentage de la consommation et non de la production, on obtient des taux supérieurs à 100 % dans certains pays exportateurs (Norvège, Suède) ; à l'inverse, pour les pays largement importateurs (Italie, Luxembourg, etc.), le total de l'énergie fossile et de l'énergie décarbonée est largement inférieur à 100 %. La production hydroélectrique n'est pas totalement renouvelable : celle des centrales de pompage-turbinage n'entre pas dans la production renouvelable, qui par contre comprend des énergies non détaillées ici (biomasse,déchets, géothermie, etc.).

Le taux de pénétration des sources d'énergies non carbonées dans la production d'électricité en Europe s'est accru de 50 % à 56 % entre 2002 et 2012. L'Islande, la Suisse, la Norvège, la Suède et la France ont produit plus de 90 % de leur électricité à partir de sources non fossiles en 2012 ; l'Autriche, la Slovaquie, la Finlande, la Belgique et la Slovénie étaient entre 60 % et 80 % ; le Danemark, l'Espagne et la Hongrie étaient à 50 % ou légèrement au-dessus. Le nombre de pays européens dépassant le seuil de 50 % de sources non-carbonées dans leur production d'électricité est passé de 10 à 13 entre 2002 et 2012 et celui des pays dépassant le seuil du tiers est passé de 13 à 18. Les pays ayant les taux les plus élevés de décarbonation utilisent surtout l'hydroélectricité et le nucléaire. En Allemagne, ce taux est passé de 38 % à 41 %, la progression de 15 points de la part des énergies renouvelables ayant été en grande partie compensée par le recul de 12 points de la part du nucléaire. En comparaison, le taux de dé-carbonation des États-Unis était seulement de 32 %.

Émissions de dioxyde de carbone

Une étude de PwC publiée en février 2020 établit le classement selon les émissions de dioxyde de carbone (CO₂) des 24 plus grands groupes européens du secteur électrique, qui totalisent plus de la moitié de la production d'électricité européenne. En 2018, ils ont réduit leurs émissions de 6,2 %, et depuis 2001, de 19 %. Les trois plus gros émetteurs de CO₂ en volume sont l'allemand RWE (118 Mt de CO₂, en baisse de 10 % en un an), le groupe tchèque EPH (76 Mt) et le polonais PGE (70 Mt). Le classement selon le facteur carbone (émissions de CO₂ par mégawattheure (MWh) d'électricité produite) donne les premières places aux entreprises dont le parc est surtout composé de centrales à charbon : le grec PPC : 1 077 kg de CO₂ par MWh, suivi par PGE : 1 071 kg/MWh, EPH : 723 kg/MWh, PWE : 690 kg/MWh, etc ; les derniers du classement sont les entreprises produisant presque exclusivement de l'hydroélectricité : le norvégien Statkraft : 9 kg/MWh, le finlandais Fortum : 26 kg/MWh et l'autrichien Verbund : 33 kg/MWh, suivis par EDF : 54 kg/MWh grâce à ses centrales nucléaires et hydroélectriques ; Engie se situe dans la moyenne : 293 kg/MWh.

Sécurité d'approvisionnement

La fédération allemande des entreprises de l’énergie BDEW a publié en août 2018 une analyse sur l´évolution des moyens de production pilotables en Europe, qui souligne la tendance des pays européens à réduire les capacités des centrales thermiques (nucléaire et charbon) concomitamment au développement des énergies renouvelables intermittentes ; cette réduction des moyens de production pilotables amoindrit les possibilités de secours inter-frontaliers lors des situations de pointe en cas de vagues de froid, remettant ainsi en question la garantie de la sécurité d’approvisionnement. Dans son livre vert de 2014, le ministère fédéral de l´Économie et de l´Énergie (BMWi) partait de l´hypothèse que des surcapacités de l´ordre de 60 GW de moyens pilotables seraient disponibles sur le marché de l´électricité en Europe ; en réalité, les surcapacités de moyens pilotables en Allemagne et dans les pays limitrophes sont déjà plus basses d´un facteur 3 à 4 (15 à 23 GW) et les fermetures programmées la feront disparaître rapidement : le service scientifique interne de la Commission Européenne, le Joint Research Centre prévoit d´ici 2025 une réduction de la capacité des centrales à charbon dans l’UE-28 de 150 GW actuellement à 105 GW. A l´horizon 2030, une nouvelle baisse de capacité à 55 GW est attendue. Cela correspond à une réduction de 63 % par rapport à la situation actuelle. L´arrêt de centrales à charbon est certainement bénéfique pour la réduction des émissions de CO₂ mais, en absence de solutions de stockage massif d´énergie, les moyens pilotables adéquats sont indispensables pour suppléer aux carences des énergies renouvelables intermittentes lors des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, combinée à une demande d´électricité accrue de fin d´automne ou en hiver.

L'institut France Stratégie publie en janvier 2021 une note d'analyse qui alerte sur la baisse des capacités de production pilotables en Europe : d'ici à 2030-2035, plus de 110 GW de puissance pilotable seront retirés du réseau européen, dont 23 GW de nucléaire, 70 GW de charbon/lignite et 10 GW de gaz et fioul. En France, à l'horizon 2030, la demande d'électricité à la pointe sera plus élevée que la capacité de production pilotable ; en Allemagne et en Belgique, ce phénomène commence dès 2025 et en Grande-Bretagne c'est d'ores et déjà le cas. D'où la nécessité de mieux coordonner les transitions énergétiques dans les différents pays d'Europe pour éviter les risques de « black-out ».

Du fait de la sortie du nucléaire en Allemagne, en Belgique et en Espagne, des fermetures de centrales à charbon un peu partout en Europe, des retards fréquents dans l'essor des renouvelables, la sécurité d'approvisionnement pourrait être mise en péril. Un rapport du cabinet McKinsey estime que la production d'électricité nucléaire de l'Union européenne va baisser de 23 % d'ici à 2035, celle des centrales au charbon de 78 % et celle des centrales au lignite de 64 %. Ce déclin des capacités flexibles et pilotables, dont la production est indépendante de la météo, fera croître la part des énergies intermittentes dans le mix électrique européen de 35 % en 2021 à 60 % en 2035. De plus, l'électrification des usages, directe ou indirecte dans le cas de l'hydrogène, fera progresser la demande dans des proportions massives. Certains pays comptent, à côté d'un formidable développement des renouvelables, sur des importations d'électricité plus importantes en provenance de leurs voisins. C'est particulièrement vrai pour l'Allemagne, dont les capacités d'interconnexion avec les pays frontaliers pourraient augmenter de 50 % d'ici à la fin de la décennie. La France est aujourd'hui exportatrice nette, elle n'importe de l'électricité que 1 % du temps, selon le RTE, mais RTE prévoit 10 GW de capacités d'importation supplémentaires d'ici à 2030. Or la météo dans ces pays très proches est similaire : quand il fait froid et qu'il n'y a pas de vent, c'est le cas régulièrement dans toute l'Europe du Nord-Ouest.

Thermique fossile

Sur la période de juillet 2017 à juin 2018, la production thermique fossile couvrait 39 % de la consommation en moyenne, mais 81,4 % en Pologne, 75,8 % aux Pays-Bas, 55 % en Allemagne et 49,8 % au Royaume-Uni ; en France cette part était de 9,3 % et en Suède de 2 %.

En Europe, ainsi qu'aux États-Unis et en Australie, les banquiers d'affaires croulent en 2015 sous les dossiers de vente de vieilles centrales électriques au charbon, à gaz ou même nucléaires. Engie, qui revendiquait moins de cinq ans auparavant le rang de premier producteur indépendant d'électricité dans le monde, s'apprête à céder ses centrales à gaz aux États-Unis et, plus généralement, toutes ses centrales thermiques sans contrat d'achat dans les économies matures. Durant l'été 2015, EDF a lancé une revue stratégique de ses actifs fossiles en Europe continentale, qui doit conduire à des cessions. Les allemands E.ON et RWE ont annoncé leur intention de séparer les énergies vertes, les réseaux et les services des activités traditionnelles.

A la veille de la COP24, en décembre 2018, dix pays de l'Union européenne ont annoncé qu'ils sortiraient totalement du charbon avant 2030, dont la Grande-Bretagne, la France, l'Italie, les Pays-Bas et les pays scandinaves. Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), la production européenne d'électricité à base de charbon devrait reculer de plus de 2 % par an en moyenne au cours des cinq prochaines années. Aux Pays-Bas, le désengagement sera difficile, car le pays compte trois centrales très récentes et efficaces. La sortie du charbon est encore en débat dans d'autres pays comme l'Espagne, la Croatie, la Slovaquie, etc ; la Hongrie vient d'annoncer un projet, sans toutefois établir une feuille de route précise. Les gros points noirs restent l'Allemagne et la Pologne : avec 45,6 GW de centrales à charbon, l' Allemagne représente à elle seule plus du tiers des capacités installées de l'Union européenne ; le gouvernement d'Angela Merkel a mis en place une commission qui doit déterminer, début 2019, un calendrier pour sortir du charbon, mais la sortie du charbon est problématique car elle touche aussi à la question de la sécurité énergétique, du fait que l'Allemagne a fait le pari du renoncement au nucléaire. En Pologne, les 28,8 GW de centrales à charbon assurent encore 80 % de la production d'électricité, et plusieurs nouvelles centrales sont en cours de mise en service pour rajeunir un parc vieillissant ; la Pologne veut limiter au maximum ses importations de gaz de Russie.

Production d'électricité à partir de charbon

Le Centre commun de recherche de la Commission européenne a publié le 30 juillet 2018 un rapport sur le secteur charbonnier européen : la part du charbon dans la consommation intérieure brute d'énergie de l'Union européenne est de 16 % en 2016 et sa part dans la production d'électricité de 24 % ; six pays dépendent du charbon pour au moins 20 % de leur consommation d'énergie. L'Union européenne compte 128 mines de charbon dans 12 états membres, avec une production totale d'environ 500 Mt (millions de tonnes), et 207 centrales électriques au charbon totalisant une puissance de 150 GW. L'âge moyen des centrales au charbon est de 35 ans. Les unités en cours de construction totalisent 6 725 MW, dont 4 465 MW en Pologne, 1 100 MW en Allemagne, 660 MW en Grèce et 500 MW en Croatie. Mais les fermetures l'emporteront largement : selon les prévisions d'ENTSO-E, la puissance totale des centrales au charbon devrait chuter de 150 GW en 2016 à 105 GW en 2025 et 55 GW en 2030. La Pologne fermerait 33 % de ses capacités d'ici 2025 et 72 % d'ici 2030, l'Allemagne 27 % et 49 %, le Royaume-Uni 70 % et 100 %. Sur 21 pays disposant de centrales au charbon, 9 prévoient de les fermer toutes d'ici 2030, et ces prévisions sont très conservatrices, car plusieurs pays, dont la France et l'Italie, ont prévu récemment des fermetures beaucoup plus rapides.

Production d'électricité à partir de charbon dans l'Union européenne (TWh)

Pays	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	% UE* en 2018	% pays** en 2018	2019
Total EU-28	1 050,3	967,8	863,6	828,2	737,6	709,8	660,3	100 %	20,1 %
Allemagne	321,6	304,2	273,5	283,7	273,2	252,8	239,0	36,2 %	37,2 %	185,5
Pologne	131,0	137,9	138,4	133,0	132,9	133,4	133,0	20,1 %	78,2 %	120,5
République tchèque	47,6	55,0	49,7	43,8	44,6	43,9	43,6	6,6 %	49,5 %	39,4
Espagne	60,7	80,9	26,3	52,7	37,5	46,3	38,7	5,9 %	14,1 %	14,2
Italie	35,8	30,5	44,4	45,4	38,4	35,1	31,0	4,7 %	10,7 %	17,9
Pays-Bas	27,5	27,1	25,8	42,5	39,5	34,0	30,3	4,6 %	26,5 %	20,0
Bulgarie	21,2	17,2	22,6	22,5	19,4	20,9	18,7	2,8 %	39,8 %
Royaume-Uni	206,4	122,3	108,7	77,0	31,4	23,3	17,6	2,7 %	5,3 %	7,7
Grèce	25,2	34,3	30,8	22,1	18,9	18,8	17,2	2,6 %	32,3 %	10,8
Roumanie	18,5	19,3	20,7	18,2	16,0	16,9	15,8	2,4 %	24,3 %
Portugal	9,1	14,7	7,1	14,7	12,6	14,7	12,0	1,8 %	20,1 %	5,6
France	35,4	30,9	26,3	14,5	12,4	15,2	10,6	1,6 %	1,8 %	6,5
Finlande	12,8	13,1	21,4	8,8	10,5	9,2	10,1	1,5 %	14,3 %	8,1
Estonie	14,8	7,8	11,6	8,6	10,2	10,8	10,1	1,5 %	82,0 %	5,4
Danemark	11,1	16,7	17,0	7,1	8,9	6,2	6,6	1,0 %	21,6 %	3,2
Hongrie	8,7	9,7	6,4	5,9	5,8	5,1	4,8	0,7 %	15,1 %	4,2
Slovénie	3,9	4,6	5,3	4,4	5,0	4,8	4,6	0,7 %	28,3 %	4,5
Irlande	8,2	8,6	5,7	7,4	7,0	5,8	4,2	0,6 %	13,6 %	2,4
Autriche	7,0	6,7	6,7	5,1	4,0	3,9	3,6	0,5 %	5,3 %	3,4
Slovaquie	8,1	6,1	4,1	3,3	3,3	3,5	3,6	0,5 %	13,3 %	2,6
Belgique	19,9	16,0	6,0	4,2	2,6	2,4	2,3	0,4 %	3,1 %	2,5
Croatie	0,7	1,6	2,4	2,3	2,6	1,4	1,5	0,2 %	10,7 %
Suède	1,6	2,5	2,7	1,3	1,1	1,2	1,4	0,2 %	0,9 %	1,6
Autres pays européens ou voisins :
Turquie	20,2	38,2	55,0	76,2	92,3	97,5	113,2		37,2 %	113,2
Serbie	28,3	21,4	25,1	27,2	27,3	26,6	25,1		67,1 %
Ukraine	114,0	51,5	69,5	56,1	61,2	49,3	49,0		30,7 %
Russie	157,0	175,6	166,1	158,5	171,4	174,8	177,9		16,0 %
Source : Agence internationale de l'énergie. * : part du pays dans la production d'électricité au charbon de l'UE-28. ** part du charbon dans la production électrique du pays.

NB : les cinq pays membres de l'UE ne figurant pas dans le tableau ci-dessus (Chypre, Lettonie, Lituanie, Luxembourg, Malte) n'ont pas utilisé de charbon pour produire leur électricité en 2018. De même, la Suisse n'utilise pas le charbon.

Le terme « charbon » s'entend ici dans son acception la plus large : il inclut le lignite (Allemagne : 18,6 % de la production d'électricité du pays en 2019 contre 9,3 % de charbon proprement dit ; également très important en Pologne, République tchèque, Bulgarie, Roumanie, Turquie, Serbie), la tourbe (Irlande) et le schiste bitumineux exploité en Estonie (plus de 80 % de la production d'électricité).

Production d'électricité à partir de gaz naturel

Production d'électricité à partir de gaz naturel dans l'Union européenne (TWh)

Pays	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	% UE 2018*	% pays 2018**	2019
Total EU-28	192,6	479,6	765,0	497,7	611,0	663,5	622,9	100 %	19,0 %
Royaume-Uni	5,0	148,1	175,3	99,9	143,4	136,7	131,5	21,1 %	39,4 %	132,5
Italie	39,7	101,4	152,7	110,9	126,1	140,3	128,5	20,6 %	44,4 %	143,2
Allemagne	40,5	52,5	90,4	63,0	82,3	87,7	83,4	13,4 %	13,0 %	94,5
Pays-Bas	36,6	51,5	75,3	46,5	53,9	59,4	58,4	9,4 %	51,0 %	71,2
Espagne	1,5	20,2	94,9	52,5	52,8	64,0	58,0	9,3 %	21,1 %	84,5
France	3,0	11,5	23,8	21,1	35,0	40,5	30,6	4,9 %	5,3 %	38,2
Belgique	5,4	16,0	31,4	22,0	22,1	23,0	24,0	3,8 %	31,9 %	25,7
Irlande	3,9	9,3	18,1	12,4	15,3	15,7	16,0	2,6 %	51,4 %	15,9
Portugal	0	7,1	14,9	10,6	12,6	18,9	15,6	2,5 %	26,2 %	17,2
Grèce	0,1	5,9	9,8	9,1	14,9	17,1	14,1	2,3 %	26,4 %	16,3
Pologne	0,1	0,9	4,8	6,4	7,9	10,0	12,6	2,0 %	7,4 %	15,0
Roumanie	22,6	9,0	7,3	9,4	9,7	10,7	10,5	1,7 %	16,2 %
Autriche	7,7	7,9	14,4	7,7	8,5	10,9	9,9	1,6 %	14,5 %	11,3
Hongrie	4,5	6,6	11,6	5,1	6,5	7,8	7,2	1,2 %	22,6 %	8,6
Finlande	4,7	10,1	11,3	5,2	3,7	3,3	4,2	0,7 %	6,0 %	4,0
République tchèque	0,4	1,7	1,4	2,3	3,7	3,7	3,7	0,6 %	4,3 %	5,8
Croatie	1,4	1,6	2,6	1,2	1,6	3,1	2,2	0,4 %	16,5 %
Lettonie	1,7	1,1	3,0	2,8	2,9	2,1	3,2	0,5 %	47,9 %	3,2
Danemark	0,7	8,8	7,9	1,8	2,3	2,0	2,1	0,3 %	6,8 %	1,9
Bulgarie	3,2	1,9	2,0	1,9	2,1	1,9	2,0	0,3 %	4,3 %
Slovaquie	1,8	3,3	2,2	1,6	1,5	1,7	1,9	0,3 %	6,9 %	2,8
Slovénie	0	0,3	0,5	0,4	0,4	0,5	0,5	0,08 %	2,9 %	0,5
Suède	0,4	0,5	2,9	0,4	0,6	0,3	0,4	0,06 %	0,2 %	0,8
Lituanie	6,8	1,6	3,2	2,0	1,0	0,6	0,3	0,06 %	9,4 %	0,5
Luxembourg	0,03	0,2	2,9	0,8	0,3	0,2	0,2	0,03 %	8,9 %	0,2
Estonie	1,0	0,6	0,3	0,06	0,07	0,06	0,06	0,01 %	0,5 %	0,04
Autres pays européens ou voisins :
Norvège	0	0,2	4,9	2,6	2,6	2,5	2,6		1,8 %	2,3
Suisse	0,3	0,9	1,0	0,7	0,9	0,7	0,6		0,9 %	0,7
Turquie	10,2	46,2	98,1	99,2	89,2	110,5	92,5		30,3 %	56,9
Ukraine	49,9	29,9	15,7	10,1	9,8	7,4	10,6		6,6 %
Russie	512,2	370,4	520,5	529,7	521,8	518,5	527,6		47,3 %
Source : Agence internationale de l'énergie. * : part du pays dans la production d'électricité au gaz naturel de l'UE-28. ** part du gaz naturel dans la production électrique du pays.

Thermique nucléaire

Production nette d'électricité nucléaire dans l'Union européenne par pays (TWh)

Pays	1980	1990	2000	2010	2015	2016	% 2016*	2017	part 2017 prod.élec.
Total EU-28	216,7	738,8	889,8	867,9	812,5	795,6	100 %		nd
France	63,4	298,4	394,4	407,9	416,8	384,0	48,3 %	379,1	71,6 %
Allemagne	55,6	145,1	161,1	133,0	86,8	80,0	10,1 %	72,2	11,6 %
Royaume-Uni	32,3	62,5	80,8	56,4	63,9	65,1	8,2 %	65,1	19,3 %
Suède	25,3	64,8	54,5	55,6	54,3	60,5	7,6 %	63,1	39,6 %
Espagne	5,2	51,6	59,1	59,4	54,8	56,1	7,1 %	55,6	21,2 %
Belgique	11,9	40,6	45,7	45,7	24,8	41,4	5,2 %	40,0	49,9 %
République tchèque	nd	12,0	12,9	26,3	25,3	22,7	2,9 %	26,8	33,1 %
Finlande	6,6	18,3	21,4	21,9	22,3	22,3	2,8 %	21,6	33,2 %
Bulgarie	5,8	13,5	17,3	14,2	14,5	14,9	1,9 %	15,5	34,3 %
Hongrie	0	13,0	13,5	14,8	15,0	15,2	1,9 %	15,2	50,0 %
Slovaquie	nd	11,4	15,7	12,8	14,1	13,7	1,7 %	14,0	54,0 %
Roumanie	0	0	5,2	10,7	10,7	10,4	1,3 %	10,6	17,6 %
Slovénie	0	4,4	4,5	5,4	5,4	5,4	0,7 %	6,0	39,1 %
Pays-Bas	3,9	3,3	3,7	3,8	3,9	3,8	0,5 %	3,3	2,9 %
Lituanie	nd	17,0	8,4	0	0	0	0 %	0	0 %
Autres pays européens ou voisins :
Suisse	12,9	22,4	25,1	25,3	22,1	nd		20,3	34,4 %
Ukraine	ns	ns	71,1	83,8	82,4	75,9		85,6	55,1 %
Russie	ns	ns	122	159	nd	nd		187,5	17,8 %
Source : 1980-2000 : Energy Information Administration ; 2010-2016 : Eurostat ; 2017 : AIEA. * part du pays dans la production d'électricité nucléaire de l'UE-28 ; ** part du nucléaire dans la production d'électricité du pays.

En Hongrie et en Slovaquie, la production nucléaire s'effectue en cogénération.

En 2017, l'Autriche, Chypre, le Danemark, l'Estonie, la Grèce, l'Irlande, l'Islande, l'Italie, Malte, la Norvège, le Portugal, la Lettonie, la Lituanie ne produisent pas d'électricité à partir du nucléaire, soit parce que le nucléaire n'a jamais été utilisé, soit parce qu'il a été abandonné (Autriche, Italie, Lituanie).

En janvier 2022, le commissaire européen chargé du marché intérieur, Thierry Breton, chiffre à 500 milliards € le montant des investissements nécessaires d'ici à 2050 pour développer les centrales de nouvelle génération ; de plus, les centrales nucléaires existantes nécessiteront 50 milliards € d'investissements d'ici à 2030. Soit un effort financier d'environ 20 milliards € par an, qui s'ajoutera aux 65 milliards € nécessaires pour développer les énergies renouvelables et aux 45 milliards € d'investissement annuel pour les infrastructures de réseaux supplémentaires. La première phase d'investissements consistera à prolonger jusqu'en 2040 la vie des 103 réacteurs actuellement en fonctionnement en Europe (dont 56 en France). La phase suivante portera sur le développement des réacteurs dits de « troisième génération », comme les EPR, dont la construction restera autorisée jusqu'en 2045, ainsi qu'une nouvelle génération de petits réacteurs modulaires. Une troisième phase, non limitée dans le temps, verrait l'apparition d'une quatrième génération de réacteurs ne générant presque plus de déchets radioactifs de longue durée.

Énergies renouvelables

Sur la période de juillet 2017 à juin 2018, la part des énergies renouvelables dépasse 50 % de la consommation dans une douzaine de pays comme la Suède (67,1 %), l'Autriche (67,8 %) et la Suisse (62,3 %) ; en Norvège, elle dépasse même 100 % ; au Portugal elle atteint 51 %, en Roumanie 43,7 %, en Allemagne 40,3 %, en Italie 33,7 % et en Espagne 35,2 % ; la moyenne européenne (ENTSO-E) est de 36 %, dont 17,6 % pour l'hydraulique.

Part de la consommation brute d'électricité des pays européens provenant des énergies renouvelables

Pays	2004	2010	2015	2016	2017	2018
Total EU-28	14,2 %	19,7 %	28,8 %	29,5 %	30,7 %	32,1 %
Autriche	61,6 %	66,4 %	71,5 %	72,5 %	71,6 %	73,1 %
Suède	51,2 %	55,8 %	65,7 %	64,9 %	65,9 %	66,2 %
Danemark	23,8 %	32,7 %	51,3 %	53,7 %	60,0 %	62,4 %
Lettonie	46,0 %	42,1 %	52,2 %	51,3 %	54,4 %	53,5 %
Portugal	27,4 %	40,6 %	52,6 %	54,0 %	54,2 %	52,2 %
Croatie	35,0 %	37,5 %	45,4 %	46,7 %	46,4 %	48,1 %
Roumanie	28,4 %	30,4 %	43,2 %	42,7 %	42,0 %	41,8 %
Allemagne	9,5 %	18,3 %	30,9 %	32,3 %	34,6 %	38,0 %
Finlande	26,7 %	27,7 %	32,5 %	32,9 %	35,2 %	36,8 %
Espagne	19,0 %	29,8 %	37,0 %	36,6 %	36,4 %	35,2 %
Italie	16,1 %	20,1 %	33,5 %	34,0 %	34,1 %	33,9 %
Irlande	6,0 %	15,6 %	25,5 %	26,8%	30,1 %	33,2 %
Slovénie	29,3 %	32,2 %	32,7 %	32,1 %	32,4 %	32,3 %
Royaume-Uni	2,5 %	6,9 %	21,9 %	24,0 %	27,3 %	30,9 %
Grèce	7,8 %	12,3 %	22,1 %	22,7 %	24,5 %	26,0 %
Bulgarie	8,4 %	12,4 %	19,0 %	19,1 %	19,0 %	22,1 %
Slovaquie	15,4 %	17,8 %	22,7 %	22,5 %	21,3 %	21,5 %
France	13,8 %	14,8 %	18,8 %	19,2 %	19,9 %	21,2 %
Estonie	0,5 %	10,3 %	15,1 %	15,5 %	17,4 %	19,7 %
Belgique	1,7 %	7,1 %	15,6 %	15,9 %	17,3 %	18,9 %
Lituanie	3,6 %	7,4 %	15,5 %	16,9 %	18,3 %	18,4 %
Pays-Bas	4,4 %	9,6 %	11,0 %	12,5 %	13,8 %	15,1 %
République tchèque	3,7 %	7,5 %	14,1 %	13,6 %	13,7 %	13,7 %
Pologne	2,2 %	6,6 %	13,4 %	13,4 %	13,1 %	13,0 %
Chypre	0	1,4 %	8,4 %	8,6 %	8,9 %	9,4 %
Hongrie	2,2 %	7,1 %	7,3 %	7,3 %	7,5 %	8,3 %
Luxembourg	2,8 %	3,8 %	6,2 %	6,7 %	8,1 %	9,1 %
Malte	0	0	4,3 %	5,7 %	6,8 %	7,7 %
Autres pays européens :
Norvège	98,0 %	98,2 %	106,8 %	105,7 %	104,9 %	106,8 %
Islande	93,1 %	92,4 %	93,1 %	95,3 %	93,4 %	98,5 %
Turquie	27,9 %	25,3 %	33,2 %	34,8 %	35,1 %	37,5 %
Serbie	18,5 %	28,2 %	28,9 %	29,2 %	27,4 %	28,7 %
Source : Eurostat.

NB : la Norvège produit plus que ses besoins, l'excédent étant exporté, vers le Danemark en particulier.

Au premier semestre 2020, du fait des mesures de confinement prises en réaction à la pandémie de Covid-19 et de la politique énergétique de l'Union européenne, la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité de l'UE27 (40 %) a dépassé pour la première fois celle des combustibles fossiles (34 %). Les émissions de CO₂ du secteur ont reculé de 23 %. La cause principale de ce basculement est la forte baisse de la demande d'électricité : -7 %, sous l'effet des mesures de confinement. Comme les énergies renouvelables sont injectées en priorité sur les réseaux d'électricité, cette baisse de la demande s'est répercuté en totalité sur la production des centrales thermiques fossiles. De plus, des vents favorables en février et un ensoleillement important au deuxième trimestre ont particulièrement dopé la production d'électricité renouvelable qui a progressé de 11 % : le solaire a progressé de 16 %, l'hydroélectricité de 12 % et l'éolien de 11 %. La production des centrales à charbon recule de 32 % (39 % en Allemagne) et celle des centrales à gaz naturel de 6 %. Mais la forte proportion d'EnR intermittentes a eu aussi des effets négatifs : les prix de l'électricité ont plongé à de nombreuses reprises en territoires négatifs ; en France, ce contexte a fait exploser le coût du soutien public à la filière renouvelable puisque l'État compense la différence entre les prix de marché et les prix négociés avec les développeurs de projets dans le cadre d'appels d'offres.

Hydroélectricité

Sur la période de juillet 2017 à juin 2018, l'hydraulique couvrait 17,6 % de la consommation en moyenne (15,7 % sur l'année précédente), et dépassait 50 % en Islande (72,9 %), Suisse (62,2 %), Autriche (59,7 %) et Lettonie (55,5 %) ; elle s'élevait à 104 % en Norvège.

Production brute d'origine hydraulique dans l'Union européenne par pays (TWh)

Pays	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	% UE 2018*	% prod. 2018**	2019
Total EU-28	308,7	386,9	408,0	372,3	381,1	331,2	378,6	100 %	11,5 %
France	57,4	71,1	67,5	60,5	65,7	55,1	70,6	18,7 %	12,1 %	62,1
Suède	73,0	78,6	66,5	75,4	62,1	65,2	62,2	16,5 %	38,1 %	65,1
Italie	35,1	50,9	54,4	47,0	44,3	38,0	50,5	13,3 %	17,4 %	47,5
Autriche	32,5	43,2	41,6	40,6	43,0	42,2	41,2	10,9 %	60,1 %	44,2
Espagne	26,2	31,8	45,5	31,4	39,9	21,1	36,8	9,7 %	13,4 %	26,8
Allemagne	19,8	26,0	27,4	24,9	26,1	26,2	24,1	6,4 %	3,8 %	26,2
Roumanie	11,4	14,8	20,2	17,0	18,5	14,9	18,1	4,8 %	27,9 %	17,7
Portugal	9,3	11,7	16,5	9,8	16,9	7,6	13,6	3,6 %	22,9 %	10,2
Finlande	10,9	14,7	12,9	16,8	15,8	14,8	13,3	3,5 %	18,9 %	12,4
Royaume-Uni	7,2	7,8	6,7	9,0	8,4	8,8	8,0	2,1 %	2,4 %	7,7
Croatie	4,1	6,5	9,2	6,6	7,1	5,6	7,8	2,1 %	57,1 %	7,7
Grèce	2,0	4,1	7,5	6,1	5,6	4,0	5,8	1,5 %	10,8 %	4,1
Bulgarie	1,9	3,0	5,7	6,1	4,6	3,5	5,4	1,4 %	11,6 %	5,0
Slovénie	2,9	3,8	4,7	4,1	4,8	4,1	4,9	1,3 %	30,0 %	4,7
Slovaquie	2,5	5,0	5,6	4,1	4,6	4,6	3,9	1,0 %	14,4 %	4,5
République tchèque	1,4	2,3	3,4	3,1	3,2	3,0	2,7	0,7 %	3,0 %	3,2
Pologne	3,3	4,1	3,5	2,4	2,6	3,0	2,4	0,6 %	1,4 %	2,7
Lettonie	4,5	2,8	3,5	1,9	2,5	4,4	2,4	0,6 %	36,2 %	2,1
Luxembourg	0,8	0,9	1,5	1,5	1,5	1,4	1,3	0,4 %	60,7 %	0,9
Belgique	0,9	1,7	1,7	1,4	1,5	1,4	1,3	0,4 %	1,8 %	1,2
Lituanie	0,4	0,6	1,3	1,0	1,0	1,2	1,0	0,3 %	27,3 %	0,9
Irlande	1,0	1,2	0,8	1,1	1,0	0,9	0,9	0,2 %	3,0 %	1,1
Hongrie	0,2	0,2	0,2	0,2	0,3	0,2	0,2	0,06 %	0,7 %	0,2
Pays-Bas	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,02 %	0,06 %	0,1
Estonie	0	0,005	0,03	0,03	0,03	0,03	0,02	0,004 %	0,1 %	0,02
Danemark	0,03	0,03	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,004 %	0,05 %	0,02
Autres pays européens ou voisins :
Norvège	121,4	142,3	117,2	138,4	143,4	143,1	139,5		95,0 %	125,8
Turquie	23,1	30,9	51,8	67,1	67,2	58,2	59,9		19,7 %	88,9
Suisse	31,0	38,2	37,8	39,9	36,7	37,0	37,8		54,7 %	41,0
Islande	4,2	6,4	12,6	13,8	13,5	14,1	13,8		69,7 %	13,5
Serbie	9,5	12,0	12,6	10,8	11,5	9,8	11,4		30,4 %	10,4
Ukraine	10,7	11,5	13,2	7,0	9,3	10,5	12,0		7,5 %	11,8
Albanie	2,8	4,6	7,6	5,9	7,8	4,5	8,6		100 %	8,5
Monténégro	nd	nd	2,7	1,5	1,8	1,0	2,1		55,4 %	2,0
Source : Agence internationale de l'énergie. * : part du pays dans la production hydroélectrique de l'UE-28. ** part de l'hydroélectricité dans la production électrique du pays. 2019, pays hors OCDE (en italique) : estimation IHA, hors pompage-turbinage.

La production hydroélectrique est très inégalement répartie, les pays montagneux ou dotés de grands fleuves étant bien évidemment les mieux lotis ; la Norvège produit même souvent plus que ses besoins, l'excédent étant exporté. La production fluctue en fonction des précipitations : entre l'année 2010, exceptionnellement humide, et l'année 2011, exceptionnellement sèche, la production hydroélectrique a chuté de 16,6 % ; cette chute a été encore plus marquée en France : -26,1 %, et en Espagne : -27,7 %. Le régime des pluies n'est pas homogène sur l'ensemble de l'Europe : ainsi, la Suède n'a pas été affectée par la sécheresse de 2011 ; elle a connu en 2012 une année exceptionnelle qui l'a hissée au 1^er rang avec 21,6 % du total UE-28, devant la France (idem en 2015) ; l'année 2012 a par contre été catastrophique pour l'Espagne dont la part est tombée à 6,6 % pour remonter à 10,2 % en 2013 ; sa production 2012 est inférieure de 47 % à celle de 2010. L'année 2017 a connu une hydraulicité exceptionnellement faible.

Éolien

Sur la période de juillet 2017 à juin 2018, l'éolien couvrait en moyenne 11 % de la consommation et dépassait 20 % dans quatre pays : Danemark (40,5 %), Irlande : (28,1 %), Portugal : 24,9 % et Allemagne (20,4 %).

Solaire

Sur la période de juillet 2017 à juin 2018, le solaire couvrait plus de 5 % de la consommation en Allemagne (6,9 %), Italie (7,3 %) et Grèce (7,1 %), et en moyenne 3,4 % sur la zone ENTSO-E ; l’Allemagne et l’Italie représentent plus de 50 % de la production solaire européenne.

Géothermie

Production brute d'électricité géothermique dans l'Union européenne (GWh)

Pays	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	part 2018*	2019
Italie	3 222	4 705	5 376	6 185	6 289	6 201	6 105	2,1 %	6 031
Portugal	4	80	197	204	172	217	230	0,3 %	216
France**	nd	nd	nd	92	98	133	130	0,02 %	130
Allemagne			28	133	175	163	178	0,03 %	196
Hongrie						1	12	0,04 %	18
Total UE-28	3 226	4 785	5 602	6 614	6 734	6 715	6 658	0,2 %	6 591
Autres pays européens ou voisins :
Islande	300	1 323	4 465	5 003	5 068	5 170	6 010	30,3 %	6 019
Turquie	80	76	668	3 425	4 819	6 127	7 431	2,4 %	8 930
Source : Agence internationale de l'énergie. * part de la géothermie dans la production d'électricité du pays ; ** France : Département et région d'outre-mer inclus, non pris en compte dans le total UE-28.

L'Italie, pionnière de la géothermie, a deux aires de production à Larderello et Monte Amiata (728 MW nets au total) ; le Portugal exploite les ressources géothermiques des Açores (île de Sao Miguel - 25 MW nets) ; la France a deux centrales à Bouillante, en Guadeloupe (16 MW) et une unité pilote de 1,5 MW à Soultz-sous-Forêts (Alsace) utilisant la géothermie des roches chaudes fracturées ; l'Allemagne comptait en 2012 quatre centrales géothermiques exploitées en cogénération à Insheim (4 MW, mise en service en 2012), Landau et Bruchsal dans la vallée du Rhin et à Unterhaching en Bavière ; deux autres centrales ont été mises en service en Bavière en 2013 : Dürnhaar (5,5 MW) et Kirchstockach (, 5 MW), portant la puissance installée nominale à 23,3 MW, et une dizaine de projets étaient en construction en 2013 pour plus de 36 MW ; les plans d'action nationaux prévoyaient un quasi-doublement de la production européenne pour 2020, soit 10,9 TWh et 1 613 MW de puissance installée, avec l'apparition de centrales en Grèce, Hongrie, Espagne et Slovaquie.

En 2016, les centrales géothermiques islandaises produisaient 27,3 % de l'électricité du pays, et la géothermie fournissait 97,9 % de la chaleur utilisée par les réseaux de chauffage urbain.

Prospective

En octobre 2021, le cabinet McKinsey publie une étude prévisionnelle de l'évolution du système électrique européen d'ici 2035 : il prévoit que la demande européenne d'électricité va augmenter de 1,7 % par an, du fait de l'électrification des transports et de la production d'hydrogène vert par électrolyse, indispensable pour décarboner des industries comme la sidérurgie, le ciment ou le raffinage. McKinsey prévoit que 650 GW de capacités de production d'électricité renouvelable seront ajoutées dans l'Union européenne en 15 ans, alors que les capacités nucléaires se contracteront de 23 % et celles des centrales à charbon de 80 %. Le poids croissant des énergies intermittentes risque d'entrainer une forte volatilité des prix : en 2030, l'Allemagne pourrait connaître plus de 3 000 heures par an de prix extrêmes, où le mégawattheure coûterait soit moins de 10 euros (lorsque la production sera surabondante), soit plus de 100 euros (lorsque l'offre sera insuffisante par rapport à la demande), contre quelques centaines d'heures en 2020. Pour y remédier, l'Europe devra miser sur les centrales à gaz, avec 14 GW de capacités supplémentaires d'ici 2030, et sur des batteries : 80 GW, à installer surtout entre 2030 et 2035.

Réseaux de transport et interconnexions

La France et l'Allemagne sont en 2018 les pays les plus exportateurs (51,7 TWh et 52,2 TWh), suivies de la Suède (18,4 TWh), la Norvège (12,6 TWh) et la République tchèque (12,1 TWh) ; le plus gros importateur est l'Italie (43,3 TWh), suivie par la Finlande (20 TWh), le Royaume-Uni (18,9 TWh), la Hongrie (14,2 TWh), la Belgique (8,4 TWh) et les Pays-Bas (7,5 TWh).

Organisation européenne

Les différents réseaux d'Europe, en termes de synchronisation

Les gestionnaires des réseaux électriques européens, comme RTE en France, se coordonnent au sein d'une organisation commune, celle des exploitants du système européen de transmission, le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ENTSO-E en anglais). Cette organisation regroupe six anciennes associations régionales : ETSO, son précurseur, ATSOI pour l'Irlande, UKTSOA pour le Royaume-Uni, Nordel pour les pays nordiques, BALTSO pour les pays baltes et UCTE pour les pays continentaux de l'Europe centrale et occidentale. Les adhérents sont les 41 gérants de réseaux électriques des 28 pays de l'Union européenne, plus la Norvège, la Suisse, l'Islande et les pays de l'ex-Yougoslavie : Serbie, Bosnie-Herzégovine, Monténégro, Macédoine du Nord. Cet ensemble alimente une population de 532 millions d'habitants qui correspond quasiment à la zone interconnectée et a fourni 3 174 TWh en 2014, dont 423,6 TWh ont été échangés entre les membres grâce aux 312 693 km de lignes de transport d'électricité qu'ils exploitent.

Paradoxalement, l'augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes (éolienne et solaire) pourrait conduire à devoir renforcer les interconnexions, à une échelle qui pourrait être intercontinentale. C'est typiquement le cas avec les câbles sous-marins d'interconnexion, North Sea link et Viking Link, entre le Royaume-Uni et la Norvège pour le premier, le Danemark pour le second, afin d'échanger les excédents d'électricité hydraulique (Norvège), solaire (Royaume-Uni) ou surtout éolienne lorsqu'il y aura plus de vent dans l'un des pays que dans l'autre. Ces interconnexions découlent du développement de l'éolien.

Concernant la synchronisation de la fréquence du réseau, l'Europe compte cinq réseaux : le réseau synchrone d'Europe continentale, le réseau nordique (qui comprend la partie insulaire du Danemark, à l'exception de la Fionie), le réseau balte, le réseau de Grande-Bretagne (en) et le réseau d'Irlande (voir graphique ci-joint).

Avantages de l’interconnexion électrique

Les interconnexions électriques permettent de sécuriser le réseau électrique européen car elles donnent la possibilité à un secours mutuel entre pays, en cas de pénurie dans l’un d’entre eux, en injectant de l’électricité sur son réseau, afin d’éviter le « blackout ». Les lignes à haute tension françaises transportent les énergies produites par toutes les centrales du territoire. En étant reliées aux réseaux des pays frontaliers, elles permettent d’exporter et d’importer les capacités disponibles d’électricité en Europe.

Interconnexion et capacité des principaux réseaux européens

Les échanges internationaux passent par des lignes à très haute tension (THT), principalement de 225 et 400 kV.

Les puissances sont exprimées en gigawatts (données 2003 et RTE 2011).

Réseau	Puissance échangeable
France - Allemagne	4,5 GW
France - Espagne	1,4 GW
France - Italie	3 GW
France - Belgique	3,8 GW
France - Royaume-Uni	2 GW
France - Suisse	4,3 GW
Espagne - Portugal	3,7 GW
Allemagne - Italie	3,8 GW
Allemagne - Pays-Bas	3 GW
Allemagne - Pologne	1 GW
Allemagne - Suède	1 GW

Depuis le 1^er janvier 2006, la capacité d'interconnexion de la France avec ses voisins européens est allouée par un mécanisme d'enchères mis en place dans le cadre de l'UCTE (Union pour la coordination du transport de l'électricité).

Interconnexions électriques franco-espagnoles

Pendant 30 ans, les interconnexions électriques entre la France et l'Espagne sont restées limitées à une capacité maximale de 1 400 MW. La nouvelle interconnexion France-Espagne par l’est des Pyrénées entre Baixas (près de Perpignan) et Santa Llogaia (près de Figueras), liaison en courant continu de 2 000 MW sur 65 km entièrement souterraine (320 kV), décidée lors du sommet franco-espagnol de Saragosse le 27 juin 2008, a été mise en service en 2015, permettant 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.

L’objectif de l’interconnexion était de renforcer la sécurité électrique des deux pays et notamment de mieux intégrer les énergies renouvelables. Cela concerne en particulier l’énergie éolienne très abondante en Espagne et dont la production est relativement imprévisible (représentant entre 0,35 % et 54 % de la production espagnole d’électricité).

Selon la société chargée de la construction de la ligne INELFE (détenu à parts égales par le Français RTE et l’espagnol REE), cette ligne est une première mondiale en termes de longueur de ligne enterrée en courant continu.

Pour certains écologistes, ces liaisons sont inutiles et endommagent l'environnement. Le Pays basque, le Val d'Aran, et la vallée du Louron ont déjà vu échouer des projets de liaisons électriques. Le ministre français a fait remarquer les efforts consentis en termes d’environnement et de paysages avec le choix de l’enfouissement total de la ligne.

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

Liste des gestionnaires des réseaux de transport électriques européens

Les gestionnaires de réseau de transport ou opérateurs de système de transport (en anglais : Transmission System Operators - TSOs) européens membres du réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité sont :

Pays	Gestionnaire
Albanie	OST sh.a (OST)
Allemagne	Transnet BW, TenneT, Amprion et 50Hertz
Autriche	Austrian Power Grid AG (APG) et Vorarlberger Übertragungsnetz GmbH (VUEN)
Belgique	Elia
Bosnie-Herzégovine	Nezavisni operator sustava u Bosni i Hercegovini (NOS BiH)
Bulgarie	Electroenergien Sistemen Operator EAD (ESO)
Chypre	Cyprus TSO
Croatie	HEP-Operator prijenosnog sustava (HOPS)
Danemark	Energinet.dk
Espagne	Red Eléctrica de España
France	Réseau de transport d'électricité (RTE)
Estonie	Elering AS
Finlande	Fingrid Oyj
Grèce	Independent Power Transmission Operator S.A. (IPTO)
Hongrie	Mavir ZRt
Irlande	EirGrid plc
Islande	Landsnet
Italie	Terna
Lettonie	AS Augstsprieguma tÏkls
Lituanie	Litgrid AB
Luxembourg	Creos Luxembourg
Macédoine	Macedonian Transmission System Operator AD (MEPSO)
Monténégro	Crnogorski elektroprenosni sistem AD
Norvège	Statnett
Pays-Bas	TenneT
Pologne	Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE S.A.)
Portugal	Rede Eléctrica Nacional (REN)
République tchèque	ČEPS
Roumanie	Transelectrica
Royaume-Uni	National Grid, System Operator for Northern Irland Ltd (SONI), Scottish Hydro Electric Transmission plc (SHE Transmission) et Scottish Power Transmission plc (SPTransmission)
Serbie	Akcionarsko društvo Elektromreža Srbije (EMS)
Slovaquie	Slovenská elektrizačná prenosová sústava, a.s. (SEPS)
Slovénie	ELES
Suède	Svenska Kraftnät
Suisse	Swissgrid
Turquie	TEİAŞ

Consommation d'électricité

Part de l'électricité dans la consommation finale d'énergie

Part de l'électricité dans la consommation finale d'énergie de l'Union européenne par pays (Mtep)

Pays	Consom.finale d'énergie* 2000	dont électricité	part élec 2000	Consom.finale d'énergie* 2018	dont électricité	part élec 2018
Total EU-28	1 066,2	217,3	20,4 %	1 061,6	241,8	22,8 %
Suède	33,7	11,1	32,9 %	31,8	11,0	34,5 %
Finlande	23,3	6,5	28,0 %	25,1	7,1	28,4 %
Grèce	17,9	3,7	20,7 %	15,2	4,3	28,0 %
France	145,8	33,1	22,7 %	139,8	37,9	27,1 %
Bulgarie	8,6	2,1	24,3 %	9,7	2,6	26,4 %
Portugal	17,2	3,3	19,2 %	16,2	4,1	25,5 %
Espagne	76,3	16,2	21,2 %	82,0	20,5	25,0 %
Slovénie	4,4	0,9	20,4 %	4,9	1,2	23,9 %
Slovaquie	9,9	1,9	19,1 %	9,9	2,2	22,5 %
Allemagne	207,2	41,6	20,1 %	200,9	44,1	22,0 %
Italie	119,7	23,5	19,6 %	114,4	25,2	22,0 %
Belgique	33,6	6,7	19,8 %	33,1	7,1	21,5 %
Royaume-Uni	139,6	28,3	20,3 %	121,9	25,8	21,1 %
Autriche	21,8	4,4	20,3 %	26,0	5,4	20,8 %
Irlande	10,2	1,7	17,1 %	11,2	2,3	20,8 %
Croatie	5,9	1,0	17,1 %	6,7	1,4	20,8 %
Pays-Bas	47,5	8,2	17,2 %	44,9	9,3	20,7 %
République tchèque	24,0	4,2	17,7 %	24,2	5,0	20,6 %
Hongrie	15,6	2,5	16,2 %	17,9	3,4	19,0 %
Danemark	14,0	2,8	19,9 %	14,1	2,7	19,0 %
Pologne	53,6	8,4	15,7 %	70,0	12,1	17,3 %
Roumanie	21,9	2,9	13,3 %	23,4	3,9	16,7 %
Autres pays européens et pays voisins :
Norvège	17,7	9,4	53,3 %	19,1	10,0	52,2 %
Islande	1,736	0,594	34,2 %	3,200	1,590	49,7 %
Serbie	6,9	2,4	34,1 %	8,4	2,4	28,6 %
Suisse	18,7	4,5	24,1 %	18,2	5,0	27,7 %
Turquie	54,5	8,2	15,1 %	98,6	21,9	22,2 %
Ukraine	71,1	9,8	13,7 %	48,4	10,2	21,1 %
Source : Eurostat * consommation finale énergétique (hors usages non-énergétiques).

NB : les taux les plus élevés s'expliquent par la présence d'industries électro-intensives (électrochimie, électrométallurgie, papier) attirées par des ressources à bas coût (hydroélectricité en Norvège, Islande, Suède, Suisse ; nucléaire en Suède et en France ; bois et nucléaire en Finlande ; lignite en Grèce et en Serbie).

Consommation finale d'électricité

La consommation finale d'électricité de l'Union européenne atteignait 3 098 TWh en 2018. La population de l'UE-28 atteignant 512,4 millions d'habitants au 1^er janvier 2018, sa consommation moyenne d'électricité était de 6 046 kWh par habitant, supérieure de 85 % à la consommation moyenne mondiale par habitant : 3 260 kWh.

Consommation finale d'électricité dans l'Union européenne par pays (TWh)

Pays	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	% 2018	kWh/hab. en 2018
Total EU-28	2 465	2 842	3 162	3 053	3 080	3 105	3 098	100 %	6 046
Allemagne	455,1	483,5	532,4	514,7	517,4	574,3	567,8	18,3 %	6 848
France	302,2	384,9	444,1	434,7	442,4	483,4	480,4	15,5 %	7 141
Royaume-Uni	274,4	329,4	329,0	303,6	303,9	327,0	325,9	10,5 %	4 906
Italie	214,6	273,0	299,3	287,5	286,0	314,9	315,6	10,2 %	5 220
Espagne	125,8	188,5	244,8	232,0	232,5	257,8	260,1	8,4 %	5 567
Pologne	96,2	98,1	118,7	127,8	132,8	162,8	166,8	5,4 %	4 343
Suède	120,3	128,7	131,2	124,9	127,5	136,7	135,6	4,4 %	13 331
Pays-Bas	71,5	95,1	107,7	103,1	105,6	115,4	117,1	3,8 %	6 796
Belgique	58,0	77,5	83,3	81,7	81,8	88,9	88,6	2,9 %	7 756
Finlande	58,9	75,7	83,5	78,5	80,8	85,2	87,2	2,8 %	15 804
Autriche	42,1	50,3	59,9	61,1	61,9	74,5	74,1	2,4 %	8 383
République tchèque	48,2	49,4	54,2	54,6	56,0	69,6	69,9	2,3 %	6 574
Roumanie	54,2	33,9	41,3	43,0	43,3	54,4	56,3	1,8 %	2 838
Grèce	28,5	43,2	53,1	50,8	53,4	60,4	54,3	1,8 %	5 059
Portugal	23,5	38,4	49,9	45,8	46,4	51,6	51,9	1,7 %	5 049
Hongrie	31,6	29,4	34,2	36,3	37,1	42,3	43,0	1,4 %	4 398
Bulgarie	35,3	24,3	27,1	28,3	28,9	36,7	35,9	1,2 %	5 115
Danemark	28,4	32,5	32,1	30,9	31,2	33,9	33,4	1,1 %	5 764
Slovaquie	23,4	22,0	24,1	24,4	25,0	29,5	29,4	0,9 %	5 402
Irlande	11,9	20,3	25,4	25,1	25,6	28,0	28,9	0,9 %	5 939
Croatie	13,3	11,8	15,9	15,3	15,3	17,2	17,2	0,6 %	4 205
Slovénie	9,2	10,5	11,9	12,8	13,0	14,9	14,9	0,5 %	7 215
Lituanie	12,0	6,2	8,3	9,3	9,7	12,0	12,2	0,4 %	4 357
Estonie	6,8	5,0	6,9	6,9	7,3	9,4	9,7	0,3 %	7 368
Luxembourg	4,1	5,8	6,6	6,2	6,4	8,3	8,2	0,3 %	13 476
Lettonie	8,3	4,5	6,2	6,5	6,5	7,0	7,2	0,2 %	3 731
Chypre	1,8	3,0	4,9	4,1	4,4	4,8	4,9	0,16 %	5 674
Malte	0,9	1,6	1,8	2,1	2,1	2,4	2,4	0,08 %	5 041
Autres pays européens et pays voisins :
Russie	826,6	608,5	726,7	726,3	744,7	978,4	999,4		6 917
Turquie	45,0	95,9	170,0	214,8	228,4	262,0	272,5		3 348
Ukraine	205,5	113,5	134,1	119,0	117,4	134,1	136,8		3 065
Norvège	96,8	109,5	113,2	111,1	113,6	125,0	127,7		24 047
Suisse	46,6	52,4	59,8	58,2	58,2	64,1	63,3		7 434
Serbie	32,3	27,3	27,6	26,9	27,3	33,1	33,0		4 728
Islande	3,9	6,9	15,7	17,5	17,3	18,6	19,3		54 605
Albanie	1,7	4,3	5,7	5,9	5,5	6,2	6,5		2 277
Source : Agence internationale de l'énergie

NB : les consommations par habitant les plus élevées (Islande, Norvège, Suède, Finlande, Luxembourg) s'expliquent par la présence d'usines électro-intensives telles que des raffineries d'aluminium ou les papeteries, attirées par des prix d'électricité très bas (centrales hydroélectriques ou nucléaires).

Prix de l'électricité

Prix de gros

En 2018, les prix spot moyens sur les bourses de l'électricité européennes ont fortement progressé : +5 €/MWh en moyenne :

Prix spot moyens (€/MWh) sur les bourses de l'électricité européennes

Pays	2014	2015	2016	2017	2018	Variation 2018/2017
Allemagne	32,8	31,6	29,0	34,2	44,5	+30,1 %
France	34,6	38,5	36,7	45,0	50,2	+11,6 %
Royaume-Uni	52,2	55,7	49,1	51,7	64,9	+25,5 %
Italie	52,1	52,3	42,8	54,0	61,3	+13,6 %
Espagne	42,7	50,3	39,7	52,2	57,3	+9,7 %
Suisse	36,8	40,3	37,9	46,0	52,2	+13,5 %
Pays-Bas	41,2	40,0	32,2	39,3	52,5	+33,6 %
Belgique	40,8	44,7	36,6	44,6	55,3	+24,0 %
Nord Pool	29,6	21,0	26,9	29,4	44,0	+49,6 %

Ces prix spot ont connu une forte baisse à partir de 2011 où ils étaient proches de 50 € en Allemagne, en France et en Espagne, et supérieurs à 70 € en Italie ; ils ont remonté à partir de 2015.

La remontée de 2018 a plusieurs causes : vague de froid tardive dans toute l’Europe à la fin du mois de février, remontée des prix des combustibles ainsi que du cours des quotas de carbone, été chaud et sec avec plusieurs épisodes de fortes chaleurs conduisant à une hausse de la consommation et à des réductions de puissances sur plusieurs centrales nucléaires, faible production hydroélectrique dans les pays nordiques, maintenances de longue durée sur le parc nucléaire belge. Les prix restent très volatils : l’Allemagne connait de nombreux épisodes de prix négatifs, liés à la part croissante de l’éolien et du solaire dans la couverture de sa consommation ; le nombre d'heures où les prix passent en dessous de zéro atteint 134 heures ; les prix négatifs apparaissent lorsque la consommation résiduelle (consommation totale d'électricité en Allemagne diminuée des productions fatales : éolien et solaire) tombe au-dessous de 30 GW, et les prix s'envolent au-dessus de 100 €/MWh lorsque la consommation résiduelle dépasse 65 GW. Ces prix négatifs se propagent en France uniquement sur onze heures dans l’année (contre quatre en 2017), dont sept le 1er janvier, où le prix baisse jusqu'à –31,8 €/MWh ; par contre, des prix très élevés sont observés en novembre : le prix français dépasse 150 €/MWh au cours de quatre journées, atteignant un pic à 259,95 €/MWh le 21 novembre à 18 h.

Les marchés sont de plus en plus couplés entre eux, créant une zone d'échange unique où les prix deviennent identiques pendant les périodes où les capacités d'interconnexion ne limitent pas les échanges transfrontaliers ; ainsi, le 26 mars 2018 entre 2h et 3h, les prix spot étaient identiques dans toute l'Europe couplée, du Portugal à la Finlande, sauf en Grande-Bretagne. Depuis 2006, le marché français a été progressivement couplé avec la plupart des marchés de l'Europe de l'ouest et du nord ; le couplage s'est étendu à l'Irlande et à la Croatie en 2018 ; il sera étendu à quatre pays d'Europe de l'est en 2020 : République tchèque, Slovaquie, Hongrie et Roumanie.

Prix de détail

Prix de l'électricité en Europe pour les consommateurs domestiques 2014.

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

Prix hors taxes pour les consommateurs domestiques (résidentiels) :

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

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

Prix hors taxes pour les consommateurs industriels (500 à 2 000 MWh) :

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

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

Une étude publiée en novembre 2014 par l'U.S. Energy Information Administration compare les prix de l'électricité ainsi que leur évolution entre l'Europe et les États-Unis (prix moyens TTC pour les consommateurs résidentiels) ; voici ses principales conclusions :

• en 2013, les prix moyens de l'électricité pour les consommateurs résidentiels atteignaient 0,20 €/kWh (0,2657 US $) en Europe, en hausse de 43 % par rapport à la moyenne de 2006 : 0,188 US $, alors qu'aux États-Unis le prix moyen n'avait augmenté que de 17 %, de 0,104 $/kWh à 0,121 2 $/kWh (NB : le taux de change utilisé dans cette étude est de 1,328 $/€ ; avec le taux de 1,245 $/€ du 29/11/2014, la moyenne 2013 des prix européens est ramenée à 0,249 $, soit 2,05 fois le prix moyen américain) ;
• les prix varient fortement d'un pays à l'autre dans l'Union européenne : de 11,99 $cents/kWh (Bulgarie) à 39,42 $cents/kWh (Danemark) en 2013 ; après le Danemark, l'Allemagne a le prix le plus cher d'Europe ;
• aux États-Unis, les prix moyens 2013 varient de 8,67 $cents/kWh dans l'état de Washington à 18,84 $cents/kWh dans celui de New York et même à 36,99 $cents/kWh à Hawaii ;
• les taxes sont un des principaux facteurs explicatifs de ces différences : les taxes représentaient en moyenne 31 % du prix en Europe en 2013 contre 23 % en 2006 ; ce taux variait de 5 % au Royaume-Uni à 57 % au Danemark ;
• en Allemagne, où les taxes atteignent près de la moitié du prix de détail, une taxe destinée à subventionner les énergies renouvelables représente la majeure partie de ces taxes ; la production d'électricité à partir des énergies renouvelables hors hydroélectricité est passée de 6 % en 2006 à plus de 12 % en 2013 en Europe, alors qu'aux États-Unis leur part est passée de 2,5 % à plus de 5 % ;
• le gaz naturel assure une part croissante de la production d'électricité aux États-Unis, où la production locale de gaz en forte augmentation permet un approvisionnement à moindre coût, alors qu'en Europe la majeure partie du gaz, qui contribuait en 2012 pour 18 % à la production électrique, est importée depuis des gisements lointains par gazoducs et par méthaniers à des prix beaucoup plus élevés : de 2006 à 2013, les prix du gaz naturel aux principaux nœuds du réseau au Royaume-Uni et en Allemagne ont progressé de plus d'un tiers alors qu'aux États-Unis les prix au nœud de référence Henry Hub ont baissé de 45 %.

Principales entreprises

Une étude de PwC fournit la liste des principaux groupes électriques européens classés par production, émissions de dioxyde de carbone et facteur d'émission :

Grands groupes producteurs d'électricité dans l'Union européenne

Groupe	Production 2012 TWh	Émissions 2012 Mt CO2	Facteur d'émission 2012 kg CO2/MWh
EDF	594	54	90
RWE	202	159	785
Vattenfall	194	85	441
E.ON	180	86	496
Enel	180	79	438
GDF Suez	163	55	341
Iberdrola	76	19	254
ČEZ	69	27	395
Statkraft	60	0,5	8
EnBW	59	22	369
Fortum	54	5	91
Scottish & Southern	46	24	531
DEI	40	47	1 174
Union Fenosa	37	15	398
EDP	36	18	496
Verbund	35	3	82
Drax	27	24	882
DONG Energy	16	4	278
TVO	15	1	39
Edipower	11	4	408

Une étude du cabinet de consultants Watt's Next sur les comptes annuels des 25 principaux énergéticiens européens (électriciens et gaziers) de 2010 à 2014 montre une bonne résistance à la crise : malgré la baisse de la consommation de gaz, la stagnation de celle d'électricité et la forte chute des prix de gros de l'électricité, qui ont (avec les facteurs climatiques : hivers doux en 2013 et 2014) causé un recul de leur chiffre d'affaires de 2,6 % en 2013 et 5,6 % en 2014, ils ont réussi à s'adapter par des plans de réductions de coûts et de cessions d'actifs. Leur marge brute d'exploitation (Ebitda / Chiffre d'affaires) a reculé de 20,5 % en 2010 à 16,8 % en 2014. EDF s'affiche comme le champion avec un Ebitda de 17,3 milliards en 2014, soit 24 % de marge. Plusieurs d'entre eux ont enregistré des dépréciations d'actifs : au total près de 60 milliards d'euros sur les trois derniers exercices : 15 milliards chez Engie (ex-GDF Suez), 7,7 milliards chez Enel, 4,8 milliards chez RWE et E.ON. Entre 2010 et 2014, ils ont globalement réduit leurs investissements industriels de 73,1 à 59,7 milliards d'euros (- 18 %), certains comme E.ON ayant même divisé les leurs par deux ; la plupart ont annoncé de nouvelles baisses à venir. Ils ont cédé pour 90 milliards d’euros d’actifs en cinq ans. Leur dette totale atteignait 271 milliards d'euros fin 2014, dont 137 milliards pour les cinq leaders : E.ON, Engie, Enel, EDF et RWE ; en deux ans (2013 et 2014), elle a reculé de 50 milliards et représente 2,5 fois l'Ebitda (2 pour EDF et 2,3 pour Engie), dénotant une capacité de remboursement satisfaisante ; les opérateurs ibériques Iberdrola, Gas Natural Fenosa et, surtout, Electricidade de Portugal sont dans une situation plus délicate avec un ratio bien supérieur à 3, le seuil de fragilité.

Les grands groupes électriques européens ont subi une crise profonde de 2014 à 2016 du fait de la baisse des prix de l'énergie : E.ON a enregistré des pertes de 3,1 G€ (milliards d'euros) en 2014, 6,4 G€ en 2015 et 16,0 G€en 2016, causées par des dépréciations massives sur ses centrales à charbon et à gaz ; après avoir, en 2016, placé en Bourse 53 % de sa filiale Uniper, dans laquelle il a logé ses centrales électriques traditionnelles, il compte céder le reste du capital d'Uniper à partir de 2018 et se recentrer sur les énergies renouvelables, les réseaux et les services ; Engie a adopté la même stratégie ; RWE a logé ses actifs les plus rentables (renouvelables) dans sa filiale Innogy, et des réflexions sont engagées sur un éventuel transfert des centrales à charbon à un fonds parapublic. EDF a moins souffert, son résultat brut d'exploitation a même progressé de 3,9 % ; mais la forte baisse du prix de l’électricité sur le marché de gros en Europe l'a pénalisé et son PDG annonce un plan d'économies d'un milliard en 4 ans et une baisse des investissements.

Voir aussi

Articles connexes

• Énergie en Europe
• Politique énergétique de l'Union européenne
• Électricité
• Marché de l'électricité
• Union pour la coordination du transport de l'électricité
• RTE

Liens externes

• (en) Site officiel de l'ETSO
• (en) Site officiel de l’UCTE
• (en) Site officiel de l'ENTSO-E
• Site d'information sur la libéralisation des marchés de l'énergie en Europe