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Électricité en France

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

Le secteur de l'électricité en France est le neuvième producteur mondial d'électricité en 2013, avec une production nette de 546 TWh en 2015.

Ce marché, largement dominé par la société nationale EDF, est marqué par l'importance de la production nucléaire (2e rang mondial derrière les États-Unis), qui représente 76,3 % de la production nationale nette en 2015, par une stagnation de la consommation depuis 2007 et par le processus d'ouverture progressive à la concurrence promue par la Commission européenne. Les principaux concurrents d'EDF sont Engie, ENI, E.ON, Poweo Direct Énergie, Enercoop et Lampiris.

La France se classe au 2e rang mondial des exportateurs d'électricité en 2013, derrière le Canada.

La part des énergies renouvelables dans la production nette d'électricité atteint 16,2 % en 2015 (hydroélectricité : 9,9 %, éolien : 3,9, solaire : 1,4 %, bioénergies : 0,9 %). Par rapport à la consommation intérieure (après soustraction du solde exportateur), elle atteint 18,7 %.

Sommaire

Comparaisons internationales

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

Selon les statistiques 2014 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 1] Production brute 2e 2013 424 TWh 17,1 % 1er : États-Unis (822 TWh)
Puissance installée 2e 2013 63 GW 16,9 % 1er : États-Unis (99 GW)
% nucléaire/élec* 1er 2013 74,7 %  % 2e : Slovaquie (56,8 %), 3e : Hongrie (53,6 %)[1]
Hydroélectricité[k 2] Production 10e 2013 76 TWh 2,0 % 1er : Chine (920 TWh)
Puissance installée 9e 2013 25 GW 2,4 % 1er : Chine (194 GW)
% hydro/élec** 7e 2013 13,2 %  % 1er : Norvège (96,1 %), 2e : Brésil (68,6 %)
Électricité[k 3] Production 9e 2013 567 TWh 2,4 % 1er : Chine (5 437 TWh)
Exportation nette 2e 2013 48 TWh 15,6 % 1er : Canada (50 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 ; ** % hydroélectricité/total production d'électricité

Le marché

Production

Production nette d'électricité en France, 1980-2014
sources données : EIA (1980-2009), RTE (2010-2014)

En 2015, la production nette[n 1] d'électricité s'est élevée à 546,0 TWh, en hausse de 1,1 % après une baisse de 1,8 % en 2014, les centrales nucléaires en produisant 416,8 TWh (76,3 % contre 77 % en 2014 et 73,3 % en 2013), les centrales hydrauliques 58,7 TWh (10,8 %, contre 75,7 TWh, soit 13,8 %, en 2013), les centrales thermiques classiques 34,1 TWh (6,2 %, 44,7 TWh, soit 8,1 %, en 2013), l'éolien 21,1 TWh (3,9 %), le photovoltaïque 7,4 TWh (1,4 %) et les bioénergies 7,9 TWh (1,4 %), dont 5,9 TWh (1,1 %) renouvelables[b 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[f 1]
TWh 1973 1979 1990 2000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 % 2014
Thermique nucléaire 15 40 314 415 409,7 428,5 442,4 425,4 423,7 436,5 77,5
Thermique classique 119 134 48 53 58,8 62,8 56,2 56,0 54,1 35,7 6,3
Hydraulique 48 68 58 72 62,4 67,7 50,3 64,2 76,1 67,7 12,0
Éolien 7,9 9,9 12,1 14,9 16,0 17,2 3,1
Photovoltaïque 0,2 0,6 2,1 4,0 4,7 5,9 1,0
Production brute 182 242 420 540 539,0 569,6 563,1 564,5 574,6 563,0 100,0

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

Évolution de la production nette d'électricité
TWh 2010 2011 2012 2013 2014[r 1] 2015[b 1] % 2015
Thermique nucléaire 407,9 421,1 404,9 403,7 415,9 416,8 76,3
Thermique fossile 59,5 51,5 47,9 44,7 27,0 34,1 6,2
dont charbon 19,1 13,4 18,1 19,8 8,3 8,6 1,6
fioul 8,0 7,6 6,6 5,4 4,4 3,4 0,6
gaz 29,9 30,5 23,2 19,5 14,3 22,1 4,0
Hydraulique 67,6 50,3 63,8 75,7 68,2 58,7 10,8
dont renouvelable nd nd nd nd nd 53,9 9,9
Éolien 9,7 12,1 14,9 15,9 17,0 21,1 3,9
Photovoltaïque 0,6 2,4 4,0 4,6 5,9 7,4 1,4
Bioénergies 4,9 5,6 5,9 4,6 5,0 7,9 1,4
dont renouvelable nd nd nd nd nd 5,9 0,9
Total EnR[n 2] 82,8 70,4 88,6 100,8 96,1 88,3 16,2
Production nette 550,2 543,0 541,4 550,9 540,6 546,0 100,0
Part EnR[n 3] dans la conso 14,9 % 13,3 % 16,8 % 19,4 % 19,6 % 18,7 %

Faits marquants 2012-2015 :

  • les variations de la production des centrales nucléaires découlent des variations du taux de disponibilité du parc nucléaire (par exemple : prolongations des arrêts pour maintenance durant l’été 2012) ;
  • 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 % en 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 ; en 2014, la production hydraulique baisse de 9,7 % mais reste la deuxième plus élevée de la décennie[r 2] ; en 2015, elle baisse de 13,7 %, le déficit pluviométrique ayant été l'un des plus sévères de la décennie[b 2] ;
  • la production des centrales thermiques à combustible fossile diminue de 7,0 % en 2012, puis de 7,1 % en 2013, chute de près de 40 % en 2014 puis remonte de 31,9 % en 2015 ; en 2012 et 2013, la 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 ; en 2014, ce sont les centrales à charbon qui reculent le plus : -58 %[r 2] ; en 2015, l'hiver plus froid et le déficit pluviométrique imposent un recours accru aux centrales thermiques, en particulier aux centrales à gaz dont la production augmente de 54,8 % ;
  • la production issue des sources d’énergies renouvelables hors hydraulique a fortement augmenté en 2012 (+4,7 TWh), plus modestement en 2013 (+2 TWh) et en 2014 (+2,8 TWh), puis à nouveau fortement en 2015 (+8,5 TWh) ; elle représente 34,4 TWh, soit 6,3 % de la production française ; 61 % est issu de la production éolienne (3,9 % de l’ensemble de la production) ; la production photovoltaïque est en forte hausse : +66,7 % en 2012, +16,2 % en 2013, +27,2 % en 2014, +25,1 % en 2015 ; elle atteint 1,4 % de la production totale ; la production issue des centrales à combustible renouvelable couvre 1,1 % de la production ; avec l'hydraulique, la production issue de l’ensemble des sources d’énergies renouvelables atteint 17,7 % de la production française (18,7 % selon la méthodologie européenne).

Les moyens de production

Au 31/12/2015, la puissance installée du parc de production électrique en France métropolitaine atteignait 129 310 MW, répartis comme suit :

Évolution de la puissance installée France métropolitaine[b 1]
au 31/12/2015 Puissance
(MW)
Variation 2015
(%)
Facteur de charge
(%)*
Thermique nucléaire 63 130 0 75,4
Thermique classique 22 553 -5,9 16,7
dont charbon 3 007 -33,3 26,1
fioul 8 645 +0,3 4,5
gaz 10 901 +0,6 23,2
Hydraulique 25 421 0 26,4
Éolien 10 312 +10,7 24,5
Photovoltaïque 6 191 +16,9 14,7
Bioénergies 1 703 +6,6 54,7
Puissance totale 129 310 +0,5 48,3
* le calcul des facteurs de charge prend en compte l'échelonnement des mises en service.

Faits marquants 2014-2015 :

  • la fermeture de centrales thermiques classiques charbon (-1 500 MW en 2015[b 2] après -1 296 MW en 2014)[r 2] ;
  • après l'hiver 2014 exceptionnellement doux, celui de 2015 a été un peu plus rigoureux, faisant remonter le facteur de charge des centrales thermiques ;
  • la forte progression du parc éolien : +999 MW en 2015[b 3] après +963 MW en 2014, en nette accélération après le ralentissement des deux années précédentes (+630 MW en 2013, +821 MW en 2012) causé par de nombreuses évolutions et incertitudes et aussi des recours déposés par les opposants[r 3] ;
  • la forte croissance du solaire photovoltaïque : +895 MW en 2015 (dont les 230 MW du parc de Constantin sur la commune de Cestas en Gironde, le plus grand parc photovoltaïque d'Europe)[b 4] après +926 MW en 2014[r 4] ;
  • le développement du parc des centrales thermiques à combustible renouvelable, utilisant surtout les déchets ménagers (51,2 %), le biogaz (21,3 %) et le bois (23,5 % avec les autres biocombustibles solides) ; ce parc a augmenté de 105 MW en 2015[b 5] après +92 MW en 2014[r 5].

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 2 000 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 (1 760 MW) et de la mise sous cocon de trois centrales à cycle combiné gaz (1,3 GW)[P 1].

Pour faire face à ce risque, RTE espère que l'entrée en vigueur prévue au 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.

Le Bilan prévisionnel 2015 de RTE conclut que la France retrouve des marges de sécurité d’approvisionnement électrique jusqu’en 2020. Cette amélioration est due au maintien en exploitation après mise aux normes de centrales au fioul, à l’éloignement des perspectives de mises sous cocon de cycles combinés au gaz, au développement de nouvelles capacités d’effacement et à l’amélioration de l’efficacité énergétique qui entraine une réduction de 5,5 TWh de la prévision de consommation 2019. Les marges de sécurité d’approvisionnement électrique demeureront globalement suffisantes en cas d’un arrêt de production de la centrale de Fessenheim précédant la mise en service de l’EPR[3].

Centrales thermiques nucléaires
Carte des centrales françaises en activité, classées selon leur type.
Centrale nucléaire de Gravelines (5 400 MW - la plus puissante d'Europe occidentale), vue depuis la mer, 19 avril 2014

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

Parc de centrales nucléaires

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[4]), CP1 (18 réacteurs) et CP2 (10 réacteurs) ;
  • 20 réacteurs de 1 300 MWe : 8 du palier P4 et 12 du palier P'4 ;
  • 4 réacteurs de 1 450 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 1 300 MW. Ce réacteur, deuxième exemplaire de cette nouvelle filière après l'EPR OL3 construit en Finlande par AREVA, a connu une longue suite de problèmes qui ont considérablement accru la durée de sa construction (initialement prévue à 5 ans, elle sera de 10 ans, la mise en service étant prévue en 2017) et son coût (initialement prévu 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)[5]. 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[6].

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.

Production nucléaire

Le parc nucléaire français totalise une puissance électrique de 63,13 GWe et a produit 416,8 TWh en 2015, soit 76,3 % de la production nette d'électricité[b 1], en hausse de 0,2 %. Les variations de la production nucléaire s’expliquent en grande partie par la disponibilité du parc. En effet, le coefficient de disponibilité[n 4] du parc nucléaire s’est établi à 80,9 % en 2014 (en hausse de 3 points), son plus haut niveau depuis le record de 2006 (83,6 %) contre seulement 78 % en 2009 et 2010, en partie à cause de grèves dures dans les centrales nucléaires. La production nucléaire brute reste encore inférieure à son maximum atteint en 2005, à 452 TWh, mais sa part dans la production brute totale s'approche du maximum atteint en 2011 à 78,6 %. Le coefficient de disponibilité du parc varie entre 78 % et 81 % depuis plusieurs années, en fonction du calendrier des maintenances et des visites décennales. Le coefficient d'utilisation des tranches disponibles s'est élevé à 93,1 % en 2014 contre 93,6 % en 2013 et 91,8 % en 2012[f 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.

En 2016, EDF adapte son parc nucléaire aux variations de production qu’entraîne l’arrivée des énergies solaire et éolienne sur le réseau électrique. Les réacteurs sont déjà capables de faire varier leur puissance de 80 % à la hausse ou à la baisse en l’espace de trente minutes, et EDF forme ses équipes de conduite pour qu’à chaque instant, deux tiers des réacteurs soient capables de manœuvrer, contre 1 réacteur sur 2 auparavant. À moyen terme, cela peut contribuer à chasser l’électricité à base de combustible fossile, la plus chère en coût marginal et donc la moins souvent appelée sur le réseau. De plus, en cas d’arrêt complet, un réacteur met plus de temps à redémarrer ; la manœuvrabilité accrue permet donc de limiter les pertes de production[7].

Suites de Fukushima

Après l'accident nucléaire de Fukushima (mars 2011), l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a demandé à EDF de prendre une série de dispositions dites « noyaux durs post-Fukushima » visant l'amélioration de la sûreté nucléaire à la suite des évaluations complémentaires de sûreté menées en 2011 ; EDF a donc présenté le 30 juin 2012 un programme de travaux : construction de centres de crise bunkérisés, générateurs diesel d’ultime secours, création d’une source ultime d’eau froide... complétés par la mise en place fin 2012 d'une Force d'action rapide nucléaire (Farn) dotée de moyens lourds et organisée de manière à pouvoir acheminer en urgence des secours (eau, générateurs) à une centrale en péril, par hélicoptère si les accès routiers sont coupés. L'ASN a demandé à l'IRSN d'analyser ce programme et de proposer si nécessaire des compléments ; l'IRSN a présenté ses conclusions fin 2012, estimant que les dispositions d'EDF « devaient être complétées afin de limiter significativement, en cas d’accident de perte totale et durable des sources électriques ou de la source froide, les conséquences pour l’environnement. »[8]. 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[9].

Fabrication des centrales nucléaires
Article détaillé : Industrie nucléaire en France.

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

Afin de résoudre les graves difficultés subies par Areva (déficit de 4,8 milliards d'euros en 2014), l'État a exigé un accord entre EDF et Areva, qui a été conclu le 28 juillet 2015 : EDF va acquérir 75 % du capital d'Areva NP (activité réacteurs d'Areva), autrement dit l'ex-Framatome, dont Areva conservera 25 % ; EDF compte revendre une partie de ses actions à d'autres partenaires, tout en restant majoritaire ; la valeur d'Areva NP est évaluée à 2,7 milliards d'euros, sous réserve d'une due diligence ; son chiffre d'affaires est de 3,1 milliards d'euros[10].

Centrales hydroélectriques
Article détaillé : Hydroélectricité en France.
Centrales thermiques à flamme
Les centrales thermiques au charbon en France
Centrale charbon EDF de Cordemais (1 200 MW), photo août 2009
Centrale charbon EDF de La Maxe (500 MW, fermée en avril 2015, photo novembre 2011
Centrale fioul EDF de Porcheville (4 x 600 MW), photo mars 2012
Centrale de Vaires-sur-Marne (3 TAC au fuel léger de 185 MW), photo 2011

Les centrales thermiques à flamme (ou thermiques classiques) utilisent du charbon, du gaz naturel ou des dérivés du pétrole comme combustibles. En 2015, les centrales thermiques classiques ont produit 34,1 TWh nets, soit 6,2 % de la production nette totale d'électricité en France[b 1] (5 % en 2014, 8,1 % en 2013 et 8,8 % en 2012), en hausse de 31,9 % par rapport à 2014 après une baisse de 39,6 % ; la hausse concerne surtout les centrales à gaz (+54,8 %) alors que la baisse de 2014 concernait surtout les centrales à charbon (-58,2 %) et au gaz (-28,2 %) ; la production des centrales au charbon avait augmenté de 14 % en 2013, où elles avaient été très sollicitées pour répondre à la consommation lors des périodes froides de janvier à mars ; le charbon avait 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 2015 s'établissait à 22 553 MW (en baisse de 5,9 %, après -5 % en 2014 et -8,1 % en 2013), dont 3 007 MW à combustible charbon (-33,3 % après -19,5 % en 2014 et -19,9 % en 2013), 8 645 MW fioul (+0,6 %) et 10 901 MW gaz naturel(+0,6 %)[b 1].

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

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 5] de quelques dizaines à quelques centaines d'heures par an[F 1].

Les centrales à charbon étaient vouées à la fermeture au 31 décembre 2015 par la directive européenne 2001/80/CE sur les Grandes installations de Combustion (GIC) si elles n'étaient pas mises aux normes DeSOx-DeNOx (élimination poussée des émissions d'oxydes de soufre : -90 %, et d'azote : -80 %). Ainsi, EDF a décidé la fermeture de neuf centrales 250 MW à charbon et d’une ancienne unité 600 MW au Havre pour la 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 1]. 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[11]. Les cinq tranches charbon les plus anciennes d'EDF fermeront au printemps 2015 sur les sites de Bouchain (Nord), La Maxe (Moselle) et Vitry (Val-de-Marne), portant à dix le nombre de tranches fermées en trois ans (neuf de 250 MW ainsi qu'une de 600 MW au Havre)[12].

La part du gaz dans la production électrique française restait très modeste (4 %) en 2009, comparée à celle de ses voisins (40 % en Italie, 35 % au Royaume-Uni, en Espagne et en Autriche). Toutefois, les cycle combiné gaz (CCG) sont clairement inscrits dans les objectifs français de production d'énergie : la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) 2009[13] prévoit ainsi de moderniser le parc de production d'électricité à partir d'énergies fossiles afin d'en réduire les impacts environnementaux ; l'article 3 de cet arrêté prévoit notamment la réduction de moitié du parc de centrales à charbon, trop émetteur de CO2, et que « le parc centralisé de production d'électricité à partir de gaz naturel sera développé ». La PPI 2009[M 1] retenait comme hypothèse la réalisation d'au moins dix CCGT à l'horizon 2012.

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

EDF a annoncé le 18 février 2016 son intention d’arrêter d’ici 2018 ses centrales au fioul : Porcheville (Yvelines) et les deux tranches fioul de celle de Cordemais (Loire-Atlantique), alors qu'elle avait la possibilité de poursuivre leur exploitation jusqu'en 2023 ; avec la production déjà stoppée des deux tranches de la centrale d’Aramon (Gard) depuis le début de 2016, EDF aura donc fermé quelque 5,2 GW de capacités de production, soit la moitié de son parc thermique fossile (gaz, charbon...). Ce parc a généré un cash-flow négatif de 800 millions € en 2015 ; le parc au fioul, qui représentait 6,7 % des capacités installées, n’a fourni que 0,6 % de la production[14].

EDF expérimente l'utilisation de biomasse mélangée au charbon pour abaisser les émissions de CO2 à Cordemais[15].

Centrales à cycle combiné gaz

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

Mais à partir de 2012, le marché devient moins rentable, leur taux d'utilisation tombe de 42 % en 2011 à 33 % en 2012[16]. La baisse du prix de l'électricité associée à une hausse du prix du gaz et à une baisse du prix du charbon (rendant le fonctionnement des centrales à charbon plus économiquement intéressantes) ont entraîné le gel de plusieurs de ces projets et la "mise sous cocon" de quelques centrales déjà construites. Ainsi GDF Suez (aujourd'hui Engie) annonça le 11 avril 2013 la fermeture provisoire de trois de ses quatre centrales à gaz en France : Cycofos (Fos-sur-Mer) sera mise sous cocon pour une période indéterminée, Combigolfe (Fos-sur-Mer) et Spem à Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique) seront mises sous cocon pendant l'été et continueront à fonctionner l'hiver.

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

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

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

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

La SNET (propriété du groupe allemand E.ON) a construit deux groupes de CCG sur son site de la centrale thermique Émile Huchet, alors uniquement au charbon, à Saint-Avold (Moselle) totalisant 860 MWe (2x430 MWe).
Elle prévoyait également la construction plusieurs groupes de cycles combinés gaz à l’horizon 2010-2015 sur les sites de ses trois autres centrales à charbon historiques (Hornaing, Lucy et Provence), ainsi que sur le site de Lacq (Pyrénées-Atlantiques); mais ces projets semblent abandonnés, notamment ceux d'Hornaing (site fermé en 2013[17]) et de la centrale de Lucy dont le site, qui héberge une centrale au charbon, a fermé courant 2014[18].

L'énergéticien suisse Alpiq, via sa société 3CB[19](Centrale à Cycle Combiné de Bayet), exploite une centrale de 408 MWe à Bayet (Allier), près de Saint-Pourçain-sur-Sioule, depuis juin 2011. Alpiq avait développé à Monchy-au-Bois (Pas-de-Calais) un second projet[20] qui disposait de toutes les autorisations administratives requises mais a été mis en sommeil pour raisons économiques.

Trois cycles combinés ont été construits par EDF à Martigues (Bouches-du-Rhône) et Blénod-lès-Pont-à-Mousson ( Meurthe-et-Moselle). Le site de Martigues possède deux cycles combinés de 465 MW chacun équipés d'une post-combustion, ils réutilisent les turbines à vapeur des anciennes unités chauffées au fioul. Le site de Blénod-lès-Pont-à-Mousson possède un CCGT de 430 MW qui a été mis en service en février 2012[21]. À la suite d'une fuite sur un circuit d'huile[22], un incendie s'est déclaré le 2 février 2015 sur une des turbines de la centrale de Martigues, entrainant l'indisponibilité des deux cycles combinés pendant plusieurs mois. L'un a pu redémarrer en juin 2015[22], l'autre est annoncé pour décembre 2015[22].

Une troisième centrale à cycle combiné gaz (605 MW) a été mise en service en juin 2016 à la centrale thermique de Bouchain dans le Nord. Elle remplace la centrale au charbon située sur le même site, qui a fermé en avril 2015. Elle utilise la nouvelle turbine à combustion de type 9HA construite par General Electric à Belfort, actuellement la turbine à gaz la plus puissante au monde, qui a atteint un rendement de 62,2 % au cours des essais, et est capable de passer de l'arrêt à la pleine puissance en trente minutes[23].

Direct Energie portait un projet sur la commune de Verberie (Oise) qui fut bloqué en 2013 à la suite d'un rejet du projet lors de l'enquête publique[24]. La société mena un autre projet pour un CCGT à Hambach (Moselle) qui fut retardé par un refus en 2012 du permis de construire par le tribunal administratif de Strasbourg[25], projet actuellement au point mort.
En coopération avec Siemens, Direct Énergie mène un projet à Landivisiau[26] dans le Finistère. Les premiers travaux sont intervenus en février 2015[27], pour une ouverture prévue au plus tôt en 2018[27]. Le fonctionnement de cette centrale d'un coût de 450 millions d'euros sera soutenue financièrement dans le cadre du Pacte électrique breton, visant à sécuriser l'approvisionnement électrique de la Bretagne[28].

Direct Energie a racheté pour 45 millions d'euros la centrale à cycle combiné gaz de 408 MW d'Alpiq à Bayet (Allier) ; mise en service en 2011, elle avait coûté plus de 300 millions d'euros au groupe suisse, en difficulté financière. Cette acquisition doit se rentabiliser avec la mise en œuvre du mécanisme de capacité, à compter de l'hiver 2016-2017. Tous les propriétaires de centrales à gaz en France tiennent le même raisonnement. Engie a profité de l'amélioration des conditions de marché pour remettre en marche l'hiver sa centrale de Cycofos (Bouches-du-Rhône), qui était sous cocon depuis avril 2013. Elle fonctionne donc désormais, comme les centrales de Montoir (Loire-Atlantique) et de Combigolfe (Bouches-du-Rhône), sur un rythme saisonnier[29].

En 2015, grâce à la baisse des prix du gaz, qui ont reculé de 21 % en 2015 en Europe dans le sillage des prix du pétrole, la consommation de gaz dans les centrales électriques a augmenté de 161 %, après deux années particulièrement faibles, et Engie a pu redémarrer sa centrale à gaz de Cycofos (Bouches-du-Rhône), sous cocon depuis avril 2013. Les douze centrales à gaz françaises sont toutes en fonctionnement, mais restent moins compétitives que les centrales au charbon. Pour que les coûts du gaz et du charbon soient équivalents en Europe continentale pour la production d’électricité, il faudrait que le prix du gaz baisse encore de 40 %, ou que celui du charbon augmente de 90 %, ou encore que le prix du carbone soit multiplié par quatre[14].

Énergie éolienne
Article détaillé : Énergie éolienne en France.
Énergie solaire
Article détaillé : Énergie solaire en France.
Biomasse
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[13] prévoit 2 300 MW pour fin 2020, et préconise de développer la cogénération à partir de sources d’énergie renouvelables, notamment la biomasse.

Au 31 décembre 2015, la puissance installée des centrales de la filière bioénergie atteignait 1 703 MW, dont 51,2 % d'usines d'incinération des déchets ménagers, 23,5 % de centrales utilisant le bois-énergie et les autres biocombustibles solides, 21,3 % de centrales à biogaz et 4,1 % de centrales utilisant des déchets de papeterie. La puissance installée totale a progressé de 79 % entre 2007 (953 MW) et 2013[b 5]. Ces centrales ont produit 7,9 TWh en 2015, soit 1,4 % de la production d'électricité du pays ; la part renouvelable de cette production est évaluée à 5,9 TWh (1,1 %)[b 1].

Les 1 579 MW existant fin 2014 se répartissaient en 544 MW raccordés au réseau de transport et 1 033 MW aux réseaux de distribution. L'alimentation de ce parc se répartissait entre :

  • déchets ménagers : 866 MW ;
  • biogaz : 327 MW ;
  • bois-énergie et autres : 297 MW ;
  • déchets de papeterie : 89 MW.

La file d'attente de raccordement de la filière s'élevait à 478 MW. La production d'électricité s'élevait à 5 TWh en 2014, en hausse de 8,4 %[n 6], et elle couvrait 1,1 % de la consommation d'électricité[p 1].

Évolution de la production d'électricité à partir de biomasse en France[30]
GWh 2000 2005 2009 2010 2011 2012 2013
Biomasse solide nd nd nd nd nd nd 2401
Biogaz 295 502 882 1060 1136 1284 1521
Déchets (part renouvelable) nd 1656 2042 1991 2116 2241 2158

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

La centrale biomasse de 22 MW construite par Inova Var Biomasse dans la région de Brignoles a été raccordée en juin 2015 au réseau de transport d’électricité ; c'est la première fonctionnant au bois-énergie en PACA ; elle fournira 168 GWh par an, en brûlant 185 000 tonnes par an de bois forestier, recueilli dans un rayon de moins de 100 kilomètres. La centrale biomasse du groupe allemand E.ON située à Gardanne, d’une puissance de 170 MW, devrait être raccordée d’ici à la fin 2015 ; la région PACA deviendra alors la première productrice d’électricité provenant de bioénergies en France[31].

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

Le parc a augmenté de 8,4 % en 2012, 6,3 % en 2013 et 6,2 % en 2014, et de 52 % en cinq ans, depuis 2009 ; les capacités installées dépassent 100 MW dans quatre régions : Aquitaine, Provence-Alpes-Côte d’Azur, Rhône-Alpes et Île-de-France, cette dernière possédant plus de 300 MW (surtout incinérateurs de déchets ménagers)[r 5].

Répartition par région du parc bioénergie au 31/12/2014[p 3], de sa production en 2014[p 4] et taux de couverture de la consommation par cette production[p 5]
Région Parc 2014
MW
Prod. 2014
GWh
Taux couv.
en 2014
Île-de-France 326 744 1,1 %
Aquitaine 154 664 2,7 %
Provence-Alpes-Côte d'Azur 131 325 0,8 %
Rhône-Alpes 118 347 0,6 %
Nord-Pas-de-Calais 94 316 0,9 %
Haute-Normandie 88 216 1,3 %
Lorraine 85 258 1,3 %
Midi-Pyrénées 77 258 1,3 %
Centre 76 227 1,2 %
Pays de la Loire 63 262 1,0 %
Picardie 60 197 1,3 %
Languedoc-Roussillon 55 207 1,3 %
Limousin 55 369 7,6 %
Bretagne 51 185 0,9 %
Alsace 36 73 0,5 %
Auvergne 27 102 1,1 %
Champagne-Ardenne 23 101 0,9 %
Bourgogne 19 69 0,6 %
Franche-Comté 13 26 0,3 %
Poitou-Charentes 12 25 0,2 %
Basse-Normandie 11 59 0,6 %
Corse 2 11 0,6 %
Total France 1 579 5 041 1,1 %

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[32].

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[33].

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[34].

Dans le cadre du Fonds chaleur, l'ADEME lance depuis 2008 des appels à projets intitulés BCIAT : Biomasse Chaleur Industrie, Agriculture et Tertiaire[35]. 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)[36].

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 3].
  • GDF Suez construit la centrale cogénération biomasse de Lacq (Pyrénées-Atlantiques), retenue dans le 4e appel à projets de la CRE ; la mise en service est prévue en 2016. Cofely Services, filiale de GDF Suez et exploitant de la centrale, a signé un contrat de 20 ans avec Sobegi, la société gestionnaire du site industriel d'Induslacq où est implantée la centrale, pour fournir de la vapeur aux usines environnantes ; la centrale produira également 89 GWh d'électricité par an. Elle nécessitera la fourniture de 160 000 tonnes de biomasse par an[37].
Géothermie
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 ; la première unité a fait l'objet d'une reconstruction quasi complète, et peut désormais produire 30 GWh/an ; la deuxième unité installée en 2005 devrait permettre d'atteindre 100 GWh/an au total ; en 2013, la production a été de 80,6 GWh ; un projet de troisième unité nécessite la recherche de nouveaux investisseurs[30] ;
  • 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[38]. Six permis ont été délivrés en 2013 et cinq en 2014, dont la majeure partie à Fonroche Géothermie : Landes, Pyrénées-Atlantiques (permis d’Arzacq), Ardèche, Drôme (permis de Val de Drôme), Bouches-du-Rhône, Gard (permis de Vistrenque), Cantal, Haute-Loire, Puy-de-Dôme (permis de Cézallier) et Allier (permis d’Allier-Andelot). La société Electerre de France a reçu un permis dans le Puy-de-Dôme. La majorité des permis sont accordés en Alsace, dans le nord du Bas-Rhin. Huit permis ont été déposés par plusieurs industriels, et le groupe Électricité de Strasbourg (ES) détient seul ou en association cinq permis à haute température[30].
  • le groupement Geodeep, créé en juin 2014, réunit 12 entreprises françaises actives dans la géothermie en vue de développer l'exportation du savoir-faire français et de créer un fonds de garantie du risque géologique[30].
Énergies marines
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 2]. Un projet beaucoup plus ambitieux consistant à exploiter l'énergie des marées dans la baie du mont Saint-Michel, qui bénéficie de la plus grande amplitude des marées en Europe, par une digue de 40 km avec 800 turbines[39] ou, selon une autre source, 150 groupes de 20 MW qui auraient pu produire 12,8 TWh/an[40], 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 3]. Plusieurs autres expérimentations et projets sont en cours (voir article hydrolienne).

Un premier appel à manifestation d'intérêt a été lancé à Cherbourg fin septembre 2013 par François Hollande : il concerne 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[41].

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

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

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

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

Production dans les systèmes isolés

Particularités des systèmes isolés

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

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

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

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

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

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

Bilan électrique en Outre-mer

En 2014, les cinq DOM (Guadeloupe, Guyane, Martinique, Mayotte et Réunion) ont produit 7,65 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 ; la consommation primaire d'électricité a augmenté de 0,7 % en 2014 ; le résidentiel arrive largement en tête avec plus de 45 % de la consommation finale devant le tertiaire : près de 44 % ; les autres secteurs (industrie, agriculture et transports), qui pèsent 32 % en métropole, se partagent seulement 11 % dans les DOM[f 3]. La consommation primaire[n 7] par habitant était 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)[M 2].

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 fonctionnement de la sucrerie et de l'électricité injectée sur le réseau ; il existe aussi quelques unités à biogaz. Chaque DOM exploite ses particularités géographiques pour produire son électricité : la Réunion et la Guyane disposent de ressources hydrauliques (pluviométrie importante, relief et cours d'eau) et la Guadeloupe de ressources géothermiques et éoliennes. Les cinq DOM ont tous un fort ensoleillement qui a permis le développement du solaire[f 3].

Bilan électrique en outre-mer[f 4]
2011 2012 2013 2014 Variation (%)
GWh % GWh % GWh % GWh % 2012/11 2013/12 2014/13
Production d'électricité
Électricité primaire 1 245 16,7 1 616 21,3 1 685 22,2 1 566 20,5 25,9 4,3 -7,1
dont : hydraulique 890 12,0 1 066 14,0 1 073 14,1 952 12,5 19,5 0,7 -11,3
dont : éolien 57 0,8 70 0,9 73 1,0 71 0,9 22,7 3,5 -1,8
dont : photovoltaïque 242 3,2 430 5,7 458 6,0 467 6,1 58,6 6,6 2,0
dont : géothermie 56 0,8 50 0,7 81 1,1 75 1,0 -9,5 62,4 -7,9
Thermique classique 6 190 83,3 5 973 78,7 5 909 77,8 6 080 79,5 -2,8 -1,1 2,9
Production totale brute 7 435 100 7 588 100 7 594 100 7 646 100 2,0 0,1 0,7
Consommation branche énergie[f 5] (% de la production)
Conso producteurs d'énergie 68 0,9 63 0,8 52 0,7 50 0,7
Conso interne centrales élec. 362 4,9 356 4,7 354 4,6 341 4,5 -2 -1 -4
Pertes et ajustements 659 8,9 736 9,7 698 9,2 690 9,0 12 -5 -1
Total conso branche énergie 1 089 14,6 1 155 15,2 1 104 14,5 1 081 14,1 5,9 -4,7 -2,1
Consommation finale d'électricité
Résidentiel 2 856 45,0 2 912 45,3 2 982 45,9 2 986 45,5 2,0 2,4 0,1
Tertiaire 2 948 46,5 3 002 46,7 2 742 42,2 2 880 43,9 1,8 -8,7 5,0
Industrie, agric., transports 464 7,3 440 6,8 688 10,6 616 9,4 -5,2 56,4 -10,5
Non affecté[n 8] 78 1,2 78 1,2 80 1,2 84 1,3 0,4 2,1 4,5
Consommation finale 6 346 100 6 433 100 6 491 100 6 565 100 2,0 0,9 1,1
Politique énergétique pour les systèmes isolés

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[42].

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[43]:

  • 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[44], 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[45].

La loi sur la transition énergétique adoptée en 2015 fixe pour les départements d'outre-mer l'objectif de produire plus de la moitié de leur électricité à partir d'énergies renouvelables en 2020 contre 28 % en moyenne en 2014, avec de fortes disparités : 6 % à la Martinique, 62 % en Guyane, grâce notamment à l'hydroélectricité, 18 % en Guadeloupe et 38 % à La Réunion. Le coût de production de l'électricité y est bien plus élevé qu'en métropole, qui bénéficie du nucléaire amorti et de l'interconnexion des réseaux ; selon le dernier rapport de la Commission de régulation de l'énergie, il était compris entre 200 et 250 €/MWh, contre moins de 40 €/MWhsur le marché de gros en métropole. Dans les îles, le solaire et l'éolien se comparent au charbon ou au fuel importés. Le remplacement du charbon par de la biomasse (bagasse) dans les centrales d'Albioma devrait contribuer à se rapprocher de l'objectif, mais le développement des énergies intermittentes est plus compliqué : EDF SEI (Systèmes Energétiques Insulaires) estime qu'au-delà de 30 % de la capacité électrique installée, elles risquent de déstabiliser le réseau ; cette limite imposée est contestée par les producteurs de solaire et d'éolien, et EDF pourrait la revoir sensiblement à la hausse, à 35 % en 2018 et entre 40 et 45 % en 2023, grâce à un système de stockage centralisé en cours de tests et à la baisse des coûts des batteries. La géothermie et l'énergie des mers ont un potentiel important, et les 130 000 chauffe-eau solaires installés à La Réunion ont permis d'éviter l'installation de deux ou trois turbines à combustion[46].

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

Corse et départements et régions d'outre-mer
Autres collectivités d'outre-mer
  • Mayotte :
    Article détaillé : Mayotte#Énergie.
  • Polynésie française :
    Article détaillé : Électricité de Tahiti.
  • 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[48].
  • Nouvelle-Calédonie :
    Article détaillé : Enercal.

Impact environnemental

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

En 2015 les émissions de CO2 dues à la production d'électricité[n 9] ont augmenté de 21,7 %, atteignant 23,1 Mt contre 19,0 Mt en 2014 ; cette remontée est liée à l'augmentation de la consommation causée par un hiver plus froid que l'année précédente, ainsi qu'au surcroit de production thermique dû à la baisse de la production hydraulique. Ces émissions restent cependant inférieures de 28 % à celles de 2013 ; on constate depuis 2008 une tendance globale à la diminution de ces émissions, proches à cette époque de 35 Mt. Elles provenaient en 2015 des centrales thermique fossiles pour 17,4 Mt (gaz : 8,4 Mt, charbon : 8,2 Mt, fioul : 0,9 Mt) et des autres sources pour 5,7 Mt, dont 4,2 Mt émises par les centrales à bioénergies renouvelables ; l'augmentation de 2015 a surtout concerné les centrales à gaz : +3,5 Mt[b 6].

En 2014, les émissions de CO2 avaient fortement chuté de 41 % à 19,0 Mt grâce à la baisse de consommation due à la douceur du climat et à la fermeture de 1 300 MW de centrales à charbon[r 6].

Selon les données du CITEPA (Centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique)[49], 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 % (1 210 Mt sur 4 260 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 : 45,4 % de la consommation d'énergie primaire en 2014[f 6]. En 2014, les émissions dues à la production d'électricité sont tombées à 16 Mt CO2 du fait de la chute de la part du charbon de 5,3 % en 2013 à 2,4 % en 2014[f 7].

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).

En 2013 les émissions de CO2 avaient 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 : ces émissions avaient progressé de 0,2 % à 29,1 Mt[R 1]. 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 9]), 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[RTE 1].

Les 29,1 Mt d'émissions des centrales en 2013 se répartissaient 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 2].

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

  • 1,7 Mt CO2 par an pour une centrale au charbon ;
  • 0,72 Mt CO2 par an pour une centrale au gaz.
Autres émissions nocives
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

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[50] 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

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

La Cour des Comptes a publié le 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 10], 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 1 748 M€ en 2010[CCn 4].
  • le coût du combustible nucléaire : 5,23 €/MWh[CCn 5] ; ce coût inclut, en plus des achats, à AREVA ou à d'autres fournisseurs, d'assemblages combustibles prêts à l'utilisation, le coût de portage du stock, c'est-à-dire le coût financier de l'immobilisation de trésorerie que représente le combustible en réacteur et le stock de sécurité (4 ans de consommation au total) ; par contre, il ne comprend pas les coûts de l'aval du cycle (retraitement, stockage de longue durée), examinés plus loin ; on peut remarquer que le coût de combustible ne représente qu'une part modeste dans le coût complet du 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[51]. 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[52].

Énergies renouvelables
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 %.

D'après une étude de 2015 de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe)[53], la production des énergies renouvelables dans l'Hexagone pourrait potentiellement atteindre 1 268 TWh par an, toutes filières vertes confondues (éolien, solaire, biomasse, géothermie, hydraulique, énergies marines), soit trois fois la demande annuelle d'électricité prévue au milieu du siècle : 422 TWh ; un choix énergétique avec 100 % d'énergies renouvelables serait à peine plus coûteux qu'une combinaison avec 50 % de nucléaire et 40 % de renouvelable. Damien Siess, directeur adjoint à la production et aux énergies durables de l'Ademe, déclare au Monde que « Les renouvelables sont aujourd'hui plus chères que le nucléaire, mais leur coût ne cesse de baisser. C'est l'inverse pour le nucléaire, qui est aujourd'hui peu cher mais dont le coût est à la hausse, en raison notamment des normes de sécurité exigées pour les nouveaux réacteurs comme l'EPR. » Le délégué général de l'Union française de l'électricité, Jean-François Raux, juge que l'étude n'est pas mal faite, mais que ce scénario « ne règle pas la question de la stratégie bas carbone pour le système énergétique global, puisqu'il ne porte que sur l'électricité »[53].

Financement des énergies renouvelables

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)[54], a adopté à l'automne 2010 une série de mesures qui ont globalement réussi à assainir la filière.

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

Charges de service public dues aux énergies renouvelables en métropole

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

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

Charges de service public dues aux contrats d’achat d’EnR en métropole
M€ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014pr 2015pr % 2015
Éolien 158,8 80,9 319,2 343,4 399,7 550,0 641,8 854,6 966,5 25,8
Photovoltaïque 1,1 7,8 54,3 208,9 794,9 1 683,2 1 919,9 2 146,6 2 239,7 59,7
Hydraulique 111,3 -70,0 115,5 80,7 151,8 228,4 351,4 459,2 545,3 14,5
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 1 346,4 2 461,6 2 913,1 3 460,4 3 751,5 100,0
* Incinération o.m. : Incinération des ordures ménagères.
Sources : 2007-2010 : Cour des Comptes[CCc 8] ; 2011-2013 : CRE[S 2],[S 3],[S 1].

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

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

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

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 5].

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

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

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

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

Le prix moyen toutes taxes comprises de l'électricité en France pour les ménages consommant entre 2 500 et 5 000 kWh au premier semestre 2014, tiré de la base de données d'Eurostat[55], était de 15,85 c€/kWh ; la CSPE de 16,5 €/MWh, soit 1,65 c€/kWh, en vigueur en 2014 représentait donc 10,4 % de la facture moyenne, et les 10 €/MWh relatifs au photovoltaïque[n 11] représentent 6,3 % de la facture ; en 2015, la CSPE de 19,5 €/MWh représentera environ 11,8 % de la facture moyenne ; selon la CRE, la CSPE représentera en moyenne, pour l'ensemble des ménages, 15 % de la facture d'électricité en 2015[S 1], etla part des énergies renouvelables dans la CSPE 2015 sera de 10,97 €/MWh[S 6].

En Allemagne, où l'EEG-Umlage, équivalent de la CSPE (mais consacrée uniquement au financement du surcoût des EnR) atteint 53 €/MWh depuis le 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. »[56].

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[57] ; la Commission estime que ce système a fait son temps, a rempli son objectif puisque les énergies renouvelables assurent désormais 14 % de l'approvisionnement énergétique européen, et a provoqué des "bulles" et des abus, notamment du fait des tarifs garantis pour le photovoltaïque. Elle propose donc pour la période 2014-2020 :

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

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

À compter du 1er janvier 2016, le système des tarifs d’achat réglementés dont bénéficient les énergies renouvelables va disparaître, pour faire place à un dispositif de vente sur le marché, assorti d’une prime ; ce nouveau dispositif, imposé par Bruxelles, s’appliquera aux installations de puissance installée supérieure à 500 kilowatts, hors filières émergentes comme l’éolien en mer ; l’éolien terrestre bénéficiera d’un délai supplémentaire, probablement de deux ans ; le solaire photovoltaïque, qui dépend des appels d’offres pour les grandes centrales, sera concerné dès 2016, ainsi que la biomasse, la géothermie et le biogaz. Pour vendre leur électricité sur le marché, de nombreux producteurs d’énergie verte vont devoir se tourner vers un intermédiaire : l’agrégateur, car les producteurs doivent fournir des prévisions à l’avance, et subissent des pénalités en cas d'erreur ; or, dans les renouvelables, il est difficile d’établir des estimations fiables, surtout pour les petits producteurs ; les agrégateurs, qui achètent de l’électricité à plusieurs producteurs, voient leurs risques d’erreur minimisés grâce à la diversification de leur portefeuille. Parmi les agrégateurs, outre EDF et Engie, les acteurs allemands vont mettre à profit leur expérience[58].

Scénarios à long terme

Le 22 octobre 2015, l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie a publié une étude présentant 14 scénarios à l'horizon 2050 avec des parts d'énergies renouvelables (EnR) allant de 40 % à 100 % ; le coût de l’électricité passerait de 103 €/MWh en supposant 100 % d’EnR avec un accès facilité au capital à 138 €/MWh avec 80 % d’EnR, coûts élevés et acceptabilité restreinte. Le scénario central avec 100 % d'EnR en 2050 (63 % d'éolien, 17 % de solaire, 13 % d'hydraulique, 7 % d'autres EnR : géothermie, biomasse, énergies marines) aboutirait à un coût d'électricité de 119 €/MWh, à peine supérieur aux 117 €/MWh du scénario avec 40 % d'EnR et 55 % de nucléaire. Pour arriver à ce résultat, les auteurs de l'étude ont supposé que le coût du nucléaire passerait à 80 €/MWh contre 42 €/MWh en 2015 et que celui des EnR baisserait fortement : 60 €/MWh pour le solaire au sol, 107 €/MWh pour les éoliennes en mer flottantes. La consommation d'électricité est supposée baisser de 465 TWh en 2014 à 422 TWh en 2050. La gestion de l’intermittence des EnR serait résolue par plusieurs moyens : l’intelligence des systèmes (par exemple : recharge des appareils électriques au moment où le soleil brille), le stockage intrajournalier utilisant des batteries ou des moyens hydrauliques (stations de transfert d’énergie par pompage), et le stockage intersaisonnier à l’aide du power to gaz (transformation de l’électricité en gaz)[59].

Selon le blog du journaliste scientifique Sylvestre Huet, cette étude est critiquable pour sa méthode (simulation d'un parc théorique, sans prise en compte du parc existant antérieurement ni du cheminement pour arriver à ce parc théorique), sur les coûts d'investissement hypothétiques ou irréalistes, sur l'hypothèse d'une réduction de la consommation d'électricité à 422 TWh en 2050 contre 474 TWh en 2014 (corrigé des écarts de température) alors que des hypothèses contradictoires donnent 12% de croissance de la population, plusieurs millions de voitures électriques en circulation, des exportations d'excédents de production éolienne et solaire qui pourraient, selon ces hypothèses, atteindre 16 GW alors que les pays voisins seraient eux aussi en excédents simultanément, et les rendements des dispositifs de stockage seraient surestimés[60].

Ajustement offre-demande

Présentation générale

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 9 h et une deuxième le soir vers 19 h : le graphique semaine-weekend fait bien apparaître ces deux pointes ;
  • la température, dont les variations se traduisent par des modifications de l'utilisation du chauffage électrique en hiver ou de la climatisation en été.
  • la nébulosité (taux de couverture nuageuse), en modifiant les effets du rayonnement solaire dans les habitations a également une influence sur l'utilisation de l‘éclairage et sur le chauffage.

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

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

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

Placement des centrales sur la courbe charge en France le mardi 20 11 2012 (en hachures : exportations et pompage)
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)[61], 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.

Intégration des énergies intermittentes

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

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

Selon une étude publiée en juin 2015 par le think tank allemand Agora Energiewende, les centrales nucléaires françaises présentent assez de flexibilité pour que la France intègre 40 % d'électricité renouvelable dans son mix énergétique d'ici à 2030. Les réacteurs les plus anciens, comme ceux de Fessenheim, ne sont pas techniquement capables d'assurer un suivi de charge pour abaisser leur puissance, mais les réacteurs plus récents sont équipés pour ce faire. L'analyse de la courbe de production des centrales indique que le parc nucléaire français peut déjà moduler sa puissance de façon très importante plusieurs fois par semaine. Ainsi, en juin 2013, il a pu réduire sa puissance jusqu'à 40 % (17 GW) en quelques heures, alors que la courbe de charge était déjà basse, autour de 45 GW, comme c'est le cas en été ; les 58 réacteurs français totalisent une puissance installée de 63,1 GW. Le système électrique français dispose en outre d'un important potentiel de flexibilité, grâce à sa capacité hydraulique installée, la plus importante en Europe après celle de la Norvège ; s'y ajoutent d'autres options disponibles, comme les échanges transfrontaliers, la gestion de la demande, le stockage voire l'écrêtement de la production d'origine renouvelable. Incorporer 40 % de renouvelables en France implique un redimensionnement du parc nucléaire et une modification de son exploitation de court terme vers un régime davantage flexible[62].

Transport et Distribution

Articles détaillés : RTE (entreprise) et Enedis.

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 Enedis, anciennement appelée ERDF (Électricité Réseau Distribution France) jusqu'au 31 mai 2016 ; ces deux entreprises sont filiales d'EDF à 100 %. D'autres distributeurs assurent environ 5 % de la distribution : il s'agit des 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 2015, le réseau de RTE atteignait 105 448 km de circuits[b 7], dont (en 2013) 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 assuraient les interfaces entre ces divers niveaux de tension[R 3]. Au cours de l'année 2015, 625 km de lignes neuves ou renouvelées ont été mises en service et 508 km ont été déposées ; le réseau souterrain a progressé de 4 721 km à 5 036 km, et le réseau en courant continu de 117 km à 183 km (interconnexion France-Espagne) ; 24 nouveaux postes ont été raccordés[b 7].

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. RTE poursuit ses investissements pour alimenter l’est de la région PACA (car le Var, les Alpes-Maritimes et Monaco ne produisent que 10 % de l’électricité qu’ils consomment), et diminuer les risques de coupures, dans le cadre du « filet de sécurité PACA » qui porte sur la création de trois nouvelles liaisons souterraines 225 kV, dont l’une constitue le record mondial de longueur d’un seul tenant ; les travaux ont commencé en juin 2012[R 4]. Ce « filet de sécurité PACA » a été inauguré en avril 2015[b 8].

Les principaux projets en cours au début 2016 sont :

  • le raccordement de la production éolienne offshore : les lignes d'évacuation de la production des 6 parcs éoliens en projet (3 000 MW) seront des liaisons doubles à 225 kV, d'abord sous-marines du parc en mer jusqu'à la côte, puis souterraines entre la jonction d'atterrage et le poste 225 kV de raccordement ; les projets pour les parcs de Fécamp, Courseulles-sur-Mer, Saint-Nazaire et Saint-Brieuc ont été soumis à l'enquête publique ; ceux du Tréport et d'Yeu-Noirmoutier sont en phase de concertation[b 9].
  • le projet « Filet de sécurité Bretagne » : la Bretagne ne produit que 12 % de l'électricité qu'elle consomme, et son réseau 400 kV et 225 kV, fortement sollicité, doit acheminer l’électricité sur de longues distances depuis les centrales de production situées en dehors de la région. Cette situation pourrait conduire à des coupures d’électricité en hiver lors des pics de consommation. RTE propose une liaison 225 kV entièrement souterraine de 80 km entre Lorient et Saint-Brieuc.
  • le projet « 2Loires » : remplacement d'ici 2017 de la ligne 225 kV existante (70 ans d'âge) entre Le Puy-en-Velay et Saint-Étienne par une nouvelle liaison à double circuit 225 kV de plus grande capacité et adaptant son tracé aux nouveaux besoins de la région.
  • le projet « Haute-Durance » : remplacement de la ligne 150 kV existante, datant de 1936, par un réseau 225 kV plus une rénovation du réseau 63 kV ; les travaux entamés en avril 2015 s'échelonneront jusqu'à 2020[b 10].

Le réseau de distribution d'Enedis dépasse 1 300 000 km pour desservir 35 millions de clients : 351 700 km de réseau aérien HTA (20 kV), 261 500 km de réseau souterrain HTA, 276 900 km de réseau souterrain BT (basse tension 230 V / 400 V) et 415 100 km de réseau aérien BT ; Enedis gère également 2 240 postes sources Enedis HTB/HTA (interfaces avec le réseau de RTE) et 750 400 postes de transformation HTA/BT (interfaces entre le réseau 20 kV et le réseau BT)[63].

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 (térawattheure) par an[T 1]. Les pertes moyennes sur le réseau de distribution sont d'environ 6 %[64] 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

Consommation par secteur

Consommation finale* d'électricité par secteur en TWh
TWh 1970 1980 1990 2000 2005 2008 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013
Sidérurgie 10,3 12,4 10,5 11,1 11,0 11,8 8,8 10,5 11,2 10,6 10,3 2,3
Industrie (hors sidérurgie) 62,1 83,0 105,0 127,4 126,3 120,9 108,1 110,5 108,0 107,8 107,0 24,2
Résidentiel-Tertiaire* 40,4 103,3 176,6 236,5 266,6 287,9 288,6 302,2 291,2 299,5 303,0 68,6
Agriculture 2,6 4,2 5,0 6,0 7,2 6,6 7,5 7,6 8,0 8,4 8,6 2,0
Transports urbains et ferroviaires 5,8 7,4 8,3 10,4 11,9 12,7 12,3 12,2 12,1 12,4 12,6 2,8
TOTAL 121,3 209,9 305,4 391,5 423,0 440,0 425,3 443,0 430,5 438,8 441,4 100,0
Source : Ministère de l'Écologie (base de données Pégase) [M 3]
* corrigée du climat.
Consommation finale d'électricité en France
source données : base de données Pégase du Ministère de l'Écologie

En 43 ans, la consommation d'électricité a été multipliée par 3,6, celle du secteur résidentiel-tertiaire par 7,5 et celle de l'agriculture par 3,3 ; celle de l'industrie ne s'est accrue que de 72 % et celle des transports de 116 %. La part de l'industrie est passée de 60 % en 1970 à 26,6 % en 2013 (avec la sidérurgie), alors que celle du résidentiel-tertiaire est passée de 33 % à 68,6 %. 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 (-12 %) ; par contre, le Résidentiel-Tertiaire marque à peine le pas, puis repart de plus belle en 2010 (+4,7 %) ; mais en 2011, il baisse de 3,6 % et ne retrouve qu'en 2013 le niveau de 2010.

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

Résidentiel et tertiaire
en Mtep 2002 2010 2011 2012 2013 2014 % 2014*
Résidentiel 11,4 13,9 13,2 13,6 13,9 13,0 35,3 %
Tertiaire 9,6 12,1 11,9 12,1 12,4 12,0 32,6 %
Source : Ministère de l'Écologie, Bilan énergétique France 2013[f 8] - Données corrigées du climat
* part dans la consommation finale d'électricité 2014.

Les données provisoires sur 2015 publiées par RTE, sont exprimées en termes de demande aux bornes des centrales, avant déduction des pertes en ligne (consommation brute) ; 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[b 11] :

  • 2015 a été une année globalement chaude en France, mais moins que l'année 2014 (3e rang des températures françaises les plus chaudes alors que 2014 se classe au 1er rang) ;
  • la consommation brute[n 12] a été de 475,4 TWh, en hausse de 2,2 % par rapport à 2014 dont le niveau était le plus bas observé depuis 2002 ; après correction climatique, la hausse de la consommation brute est ramenée à 0,5 % ; cela souligne d'une part la sensibilité de la consommation électrique aux variations de température et d'autre part l'inflexion observée depuis cinq années : la consommation française d'électricité a cessé de croître ; une part de cette inflexion est cependant due à une baisse des soutirages du secteur énergie (remplacement de l'enrichissement de l'uranium par diffusion gazeuse (usine Georges-Besse) par la centrifugation à l'usine Georges-Besse II du Tricastin, qui consomme cinq fois moins d'électricité, transition réalisé progressivement du début 2011 à la mi-2012)[R 5].

Pour éliminer ces fluctuations diverses, RTE donne l'évolution de la consommation corrigée de l'aléa météorologique, du 29 février et des soutirages du secteur énergie ; depuis cinq ans, cette consommation corrigée stagne : 476,3 TWh en 2015 contre 476,4 TWh en 2011[b 12].

RTE fournit également des informations sur les consommations par secteurs[b 13] :

  • la consommation de la grande industrie (hors secteur de l’énergie et y compris autoconsommation) est restée stable en 2015 à 67,6 TWh après une chute brutale en 2009 et une courte reprise en 2010-2011, puis un retour au niveau de 2009 en 2012 ; les secteurs en recul sont le papier-carton (-4,1 % après -7,1 % en 2014, -7,3 % en 2013 et -4,9 % en 2012), la sidérurgie (-2,3 % après un cours rétablissement en 2014 : +2,2 % qui suivait plusieurs années de baisse) et la chimie (-1,3 % après trois années de hausse grâce aux exportations : +2,1 % en 2014, +1,7 % en 2012 et 1,8 % en 2013, après les niveaux historiquement bas atteints fin 2011) ; les secteurs en progression sont la construction automobile (+5 % après -4 % en 2014, -2,5 % en 2013 et -8,8 % en 2012), la métallurgie qui profite de la dynamique de la filière aéronautique (+5,6 % après +6,2 % en 2014 et +2,6 % en 2012) ;
  • la consommation des clients raccordés aux réseaux de distribution (PMI/PME, particuliers et professionnels) retrouve le niveau de 2013 après une légère baisse en 2014 : -0,5 % (après +1 % par an en moyenne sur 2009-2013) ; ce ralentissement s'explique par la conjugaison des effets de la crise économiques, du développement de nouveaux usages (informatique, télécoms, etc), des gains d'efficacité énergétique et de la baisse de part de marché du chauffage électrique causée par l'application de la RT2012.

Pointe de consommation et thermosensibilité

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[65],[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 2].

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 »[R 6]. La part du chauffage électrique dans les logements résidentiels neufs a chuté de 73 % en 2008 à 29 % en 2015, dont 20 % de pompes à chaleur et 9 % de chauffage électrique par effet Joule[b 14].

L'application de la norme RT2012 a pour effet :

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

Économies d'énergie

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

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 4] 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

Marché européen de l'électricité

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)[66], 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[67] et divers rapports de prospective sur le développement des réseaux européens[68].

En 2015, le prix spot du marché de gros français est remonté à 38,5 €/MWh en moyenne, en hausse de 11,2 % par rapport à 2014 grâce au rebond de la consommation d'électricité après une année 2014 marquée par une météo exceptionnellement clémente. Ce prix reste inférieur au prix de l'ARENH (42 €/MWh pour la deuxième année consécutive, et très inférieur au niveau d'environ 50 €/MWh qui était de règle dans les principaux pays européens en 2011[b 15].

La France est le pays le plus thermosensible : la consommation d'électricité y augmente de 2 400 MW par degré Celsius en hiver, contre trois fois moins en Grande-Bretagne et en Allemagne, et quatre à sept fois moins en Espagne et en Italie, dont la thermosensibilité est par contre plus élevée qu'en France en été[b 16].

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 7]. Depuis, ce phénomène s'est développé du fait de l'accroissement de la capacité installée éolienne : en 2015, l'Allemagne a connu 126 heures à prix négatifs réparties sur 25 journées[b 17].

L’intégration des marchés européens de l’électricité a connu une nouvelle étape en 2015 avec le couplage de l'Italie et de la Slovénie, après l’extension en 2014 du couplage par les prix aux pays de la zone North West Europe (Royaume-Uni, pays scandinaves et pays baltes) en février, puis à la péninsule ibérique en mai. Ce couplage permet de créer une zone d’échange unique, et par conséquent des zones de prix identiques lorsque les capacités d’interconnexion ne limitent pas les échanges transfrontaliers[b 18].

Interconnexions

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

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

La nouvelle interconnexion France-Espagne par l’est des Pyrénées entre Baixas (près de Perpignan) et Santa Llogaia (près de Figueras), liaison en courant continu de 2 000 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, après la fin des essais en cours depuis la fin 2014, permettant de porter la capacité physique d’export depuis la France vers l’Espagne de 1 400 MW à 2 800 MW. Son coût de 700 M€ est financé en partie (225 M€) par l'Union européenne[b 19]. L'inauguration de l'interconnexion en février 2015 prépare la mise en service commerciale prévue en juin 2015 ; les interconnexions existantes étaient saturées les deux tiers du temps entre les deux pays, surtout dans le sens de la France vers l’Espagne. EDF table, grâce à ce nouveau débouché, sur quelques dizaines de millions d'euros de marge supplémentaire par an car, en moyenne, les prix spot sont nettement plus élevés en Espagne (42,70 €/mégawattheure en 2014) qu'en France (34,60 €/MWh). L'Espagne bénéficie en revanche de prix plus bas dans les périodes où ses quelque 30 000 MW de capacités installées dans le solaire et l'éolien tournent à plein[69].

Le projet de nouvelle liaison avec l'Italie, dit « projet Savoie-Piémont », est en construction par RTE et son homologue italien Terna ; cette liaison souterraine de 190 km en courant continu augmentera la capacité d’interconnexion France-Italie de 1 200 MW. Les travaux en France ont débuté en 2014 pour une mise en service planifiée en 2019. Par ailleurs, RTE et son homologue britannique National Grid travaillent sur un projet de nouvelle interconnexion entre la France et l’Angleterre, la liaison IFA 2000 inaugurée en 1986 de 2 000 MW s'avérant aujourd'hui insuffisante ; la nouvelle liaison IFA 2, également sous-marine, reliera la Basse-Normandie à la côte sud de l'Angleterre, à hauteur de l'île de Wight ; longue de 200 km avec une puissance de 1 000 MW en courant continu, elle est prévue pour une mise en service en 2020[r 7].

Deux nouvelles liaisons transfrontalières ont été mises en service en 2014 avec la principauté d’Andorre : liaison directe 150 kV reliant Hospitalet (France) à Grau-Roig (Andorre), et avec l’île de Jersey, déjà alimentée depuis le Cotentin par deux liaisons sous-marines 90 kV, désormais raccordée par une troisième alimentation 90 kV souterraine[r 8].

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 ; en 2014, ce taux a légèrement reculé, mais reste proche de 50 % : le besoin d'un renforcement des capacités d'échange entre les deux pays est donc bien établi[r 9].

Échanges internationaux d'électricité de la France

Évolution du solde exportateur électricité de la France par pays
Source données : RTE[b 20]
La courbe "CWE" avant 2015 a été reconstituée en additionnant Belgique+Allemagne.
Échanges contractuels transfrontaliers d'électricité de la France en 2015
Source données : RTE[b 20]

Les échanges contractuels recensés dans les bilans quantitatifs annuels publiés par RTE diffèrent des échanges physiques retracés dans les données diffusées par les ministères[M 5]. Le solde global est identique, mais des compensations peuvent être effectuées entre contrats, et une livraison d'électricité définie contractuellement entre la France et l'Allemagne peut, selon l'état du réseau, passer physiquement par la Belgique, la Suisse ou d'autres pays[b 20].

Depuis 1981, la production française d'électricité est supérieure à la demande intérieure et la France est exportatrice nette d'électricité[M 2] : en 2015, son solde exportateur contractuel atteint 61,7 TWh[b 20], ce qui en fait le pays le plus exportateur de l'Europe de l'Ouest[b 16]. Le solde exportateur physique a augmenté de 38,6 % en 2014 après +7,8 % en 2013. Les exportations physiques ont progressé de 24,8 % en 2014, alors que les importations ont reculé de 32,6 % ; la progression du solde exportateur est observé à toutes les interconnexions frontalières ; le taux d'indépendance électrique progresse de quatre points à 114,6 %, mais reste en-dessous des pics atteints en 2002 et 1995, à plus de 118 %[f 9].

Le solde des échanges contractuels est positif avec tous les pays voisins, à l'exception notable de l'Allemagne de 2004 à 2010, puis à nouveau de 2012 à 2014.

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 3], malgré la baisse de la production nucléaire allemande ; ceci s'explique par des marges de production devenues disponibles sur d’autres moyens : la production de photovoltaïque en Allemagne a considérablement augmenté (près de 30 TWh en 2012 contre une dizaine en 2010), dégageant ainsi sur le réseau, selon l’ensoleillement, des excédents significatifs d’énergie. D’autre part, l’électricité produite par les centrales au charbon a renforcé sa compétitivité à la suite de la chute du prix du charbon, le développement du gaz de schiste ayant eu pour effet de réduire la demande de charbon aux États-Unis. En conséquence, avec des pics réguliers de production renouvelable et un parc charbon compétitif, l’Allemagne a exporté son énergie vers quasiment tous ses voisins y compris la France[RTE 4].

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.

En 2014, le solde exportateur a bondi de 17,9 TWh ; c'est le plus élevé depuis 2002. Il est supérieur à 5 GW en puissance moyenne tous les mois, y compris l'hiver, grâce à la compétitivité des prix du parc français[r 10]. Les échanges avec l'Allemagne se sont en partie rééquilibrés, avec de forts exports en juillet et août et moins d'imports pendant l'hiver ; les importations sont particulièrement élevés pendant les heures de production photovoltaïque[r 9].

En 2015, avec 91,3 TWh d'exports pour seulement 29,6 TWh d'imports, le solde des échanges reste très exportateur, et ce tous les mois de l'année[b 20]. La France n'a été importatrice nette que pendant 38 heures réparties sur 10 journées, mais n'a jamais été importatrice nette sur une journée entière, alors qu'en 2009 les journées comportant des heures importatrices étaient au nombre de 170, dont 60 journées globalement importatrices. Un pic historique a été atteint le 13 juillet de 6 h à 7 h, avec un solde exportateur de 15,6 GW dépassant de 2 GW le précédent record atteint en janvier 2011, qui a été dépassé pendant plus de 48 heures depuis la mise en service de la nouvelle interconnexion avec l'Espagne et la mise en œuvre de la méthode « flow-based ». Cette méthode permet d'optimiser les échanges au plus près des capacités physiques réelles du réseau, si bien que les échanges maximaux avec la région CWE dépassent très largement le maximum depuis plus de cinq ans des capacités de transfert Belgique+Allemagne : la France exporte jusqu'à 7 745 MW en juillet et importe jusqu'à 6 828 MW en novembre, soit une souplesse de 14,5 GW pour le système français[b 21].

Solde exportateur des échanges contractuels d'électricité de la France avec ses voisins
en TWh Drapeau de la Belgique Belgique Drapeau de l'Allemagne Allemagne Drapeau de la Suisse Suisse Drapeau de l'Italie Italie Drapeau de l'Espagne Espagne Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni TOTAL
2000 8,3 15,2 7,4 15,8 7,9 14,7 69,4
2001 11,5 14,2 8,1 17,7 5,5 11,4 68,4
2002 10,4 4,2 21,7 22,1 8,7 9,1 76,2
2003 11,5 4,4 19,4 21,4 5,6 2,4 64,7
2004 13,0 -8,7 20,2 21,4 5,2 9,3 60,4
2005 11,5 -9,7 20,4 19,4 6,5 10,5 58,6
2006 15,5 -5,6 20,5 17,3 4,3 9,8 61,8
2007[T 4] 10,2 -8,2 21,7 20,4 5,4 6,0 55,5
2008[T 5] 9,0 -12,6 18,4 17,8 2,7 11,3 46,6
2009[T 6] -2,8 -11,9 16,4 18,1 1,5 3,3 24,6
2010[T 7] -0,9 -6,7 19,5 16,2 -1,6 3,0 29,5
2011[T 3] 5,8 2,4 25,2 16,1 1,4 4,8 55,7
2012[RTE 3] 12,0 -8,7 17,5 15,1 1,8 6,5 44,2
2013[R 8] 12,9 -9,8 16,5 15,4 1,7 10,5 47,2
2014[r 11] 16,6 -5,9 16,4 19,3 3,6 15,1 65,1
2015[b 20] 6,7 13,9 19,7 7,3 14,1 61,7

À partir de 2015, il n'est plus possible de distinguer les échanges France-Belgique de ceux avec l'Allemagne, intégrés dans la « région CWE » (France, Allemagne, Autriche, Belgique, Pays-Bas, Luxembourg) où le couplage avec la méthode « flow-based » est en vigueur depuis le 21 mai 2015[b 21].

Détail des exportations et importations contractuelles d'électricité vers/de pays voisins
en TWh Drapeau de l'Allemagne Allemagne Drapeau de la Belgique Belgique Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni Drapeau de l'Espagne Espagne Drapeau de l'Italie Italie Drapeau de la Suisse Suisse Total France
Export 2010 9,4 3,9 8,5 1,9 17,4 25,5 66,6
Import 2010[T 8] 16,1 4,8 5,5 3,5 1,2 6,0 37,1
Export 2011 10,8 7,9 7,7 4,5 16,9 27,6 75,4
Import 2011[T 9] 8,4 2,1 2,9 3,1 0,8 2,4 19,7
Export 2012 5,2 13,9 8,4 5,8 15,7 24,5 73,5
Import 2012[RTE 3] 13,9 1,9 1,9 4,0 0,6 7,0 29,3
Export 2013 5,3 15,2 12,3 5,8 16,9 23,9 79,4
Import 2013[R 8] 15,1 2,3 1,8 4,1 1,5 7,4 32,2
Export 2014 7,3 17,4 15,9 6,5 19,8 25,5 92,4
Import 2014[r 11] 13,2 0,8 0,8 2,9 0,5 9,1 27,3
Export 2015 20,1 15,9 9,3 20,1 25,9 91,3
Import 2015[b 20] 13,4 1,8 2,0 0,4 12,0 29,6

La France exporte d'avril à octobre vers la région CWE et importe pendant les mois d'hiver où la consommation est plus forte en France[b 22]. La nouvelle ligne France-Espagne a plus que doublé les capacités d'échanges, qui atteignent jusqu'à 2 950 MW en export et 2 450 MW en import certaines heures ; depuis sa mise en service, les échanges France-Espagne ne sont plus saturés que 81 % du temps contre 89 % auparavant ; mais en moyenne, les capacités sont limitées à environ 2 050 MW en export et 1 800 MW en import en raison de contraintes sur le réseau espagnol ; la France exporte vers l'Espagne 83 % des heures contre 69 % en 2014[b 23].

Prix de l'électricité

Prix de gros

En 2015, les prix spot moyens sur les bourses de l'électricité européennes ont remonté sur les marchés de l'ouest et du sud de l'Europe, mais baissé en Europe du Nord et en Allemagne. En France, ils se sont établis à 38,5 €/MWh, en hausse de 11,2 % par rapport à 2014, mais très en-dessous de leur niveau de 2011, proche de 50 €/MWh[b 15].

Le prix spot français reste à un niveau parmi les plus bas de ces dix dernières années, en deçà de 42 €/MWh (prix de l’ARENH) pour la deuxième année consécutive. Cette hausse s’explique d’abord par un rebond de la consommation d’électricité, après une année 2014 où la météo était particulièrement clémente[b 17].

Les responsables d'équilibre procèdent à tous types de transactions commerciales sur le marché de l’électricité à des échéances allant de plusieurs années à l’avance jusqu’au quasi-temps réel. La flexibilité offerte par ce dispositif permet aux acteurs de réagir aux différents aléas et de faire face aux incertitudes.En 2015, 137 d'entre eux ont été actifs, et le volume de leurs transactions a fortement augmenté avec une grande disparité entre les produits :

  • les volumes d'ARENH ont fortement chuté, le prix de 42 €/MWh n'étant plus compétitif par rapport aux autres produits de marché ; cette tendance se confirme pour le premier semestre 2016, pour lequel aucun acteur n’a souscrit d’ARENH ;
  • les opérations de gré à gré (Notifications d’Échange de Blocs ou NEB) sont en hausse de 50 % et représentent près de 80 % du total ;
  • les transactions sur le marché boursier journalier augmentent de 57 % ; le volume échangé sur ce marché atteint le record historique de 106,9 TWh en 2015[b 24].

Prix de détail

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

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

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

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

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

Les tarifs réglementés sont calculés en fonction des coûts de l'opérateur historique EDF ; la loi NOME de 2010 prévoyait que ce calcul devrait être fait en fonction des coûts des fournisseurs alternatifs (Direct Energie, GDF Suez, Planète Oui, ...), au plus tard fin 2015 ; cette modification a été appliquée dès le 1er novembre 2014, avec pour résultat une hausse réduite à 2,5 % pour les particuliers au lieu de 5 % prévus initialement, et de 1,5 % en 2015 puis de 2 % en 2016, selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE), alors que le mode de calcul précédent aurait entraîné une hausse de 6,7 % pour les particuliers cette année. Cette réduction des hausses limite les marges de manœuvre des fournisseurs alternatifs pour concurrencer EDF avec des offres de marché. Par ailleurs, le décret modifiant le mode de calcul des tarifs réglementés de l'électricité, publié le 29 octobre 2014, précise que l'application du nouveau mode de calcul se fera « sous réserve de la prise en compte des coûts » d'EDF. Cette mention introduite par le Conseil d'État fait déjà l'objet d'interprétations divergentes entre le ministère et les fournisseurs[70].

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

Évolution des tarifs réglementés (prix d'énergie en c€ HT/kWh) pour les particuliers de 2004 à 2015
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
01/11/2014 9,09 10,19 6,23
01/08/2015 9,32 10,43 6,38
* HP=heures pleines ; HC=heures creuses

Les statistiques ci-dessous sont tirées de la base de données d'Eurostat[55] (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 3 500 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)[71].

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 2 000 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 2].

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[72].

La CRE a publié à mi-juillet 2015 son rapport sur les tarifs réglementés de l’électricité, qui recommande une hausse de 8 % au 1er août 2015 des tarifs bleus. Cette augmentation, liée à des rattrapages tarifaires au titre des années précédentes, affecterait les tarifs pendant un an ; pour en lisser l’impact sur la facture des consommateurs, le régulateur souligne que l’effort pourrait aussi être limité à 3,5 % au 1er août 2015, mais qu’il devrait dans ce cas être appliqué pendant deux ans[73]. La ministre de l'Énergie a décidé de limiter cette hausse à 2,5 % et d'en exonérer les petites entreprises[74].

Les acteurs

Producteurs en France

  • 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[75] ; 8e capitalisation du CAC 40 au 9 juillet 2014[76]. 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 7]. EDF est en 2012 le 8e propriétaire mondial d'infrastructures[77]. 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[78] ; c'est la 6e capitalisation du CAC 40 au 9 juillet 2014[76].
    • Sur son site web, GDF Suez se présente[79] 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[82] 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[83] 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 ».
  • 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[84] 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). Bénéficiaire depuis 2012, Direct Énergie a annoncé fin mars 2015 le versement de son premier dividende à hauteur de 40 % de son résultat net 2014 de 15,2 millions d'euros, obtenu grâce à la baisse des prix de marché de l’électricité, désormais inférieurs au tarif ARENH auquel EDF est tenu de céder de l’électricité à ses concurrents[85]. En 2015, Direct Energie a passé le seuil du milliard d'euros de chiffre d'affaires, en progression de 25,5 % et a augmenté son bénéfice net de 78,7 % ; Direct Énergie revendique plus de 1,6 million de sites clients, contre 1,3 million fin 2014, et 11,4 térawattheures livrés. L’acquisition de nouveaux clients s’est accélérée en fin d’année 2015 avec l’extinction des tarifs réglementés d’EDF pour les entreprises et les collectivités. Par ailleurs, Direct Energie, qui se fournissait jusqu'en 2014 auprès d’EDF au tarif ARENH de 42 euros le mégawattheure (MWh), s’approvisionne désormais au prix de marché, qui a baissé tout au long de 2015[86].
  • Alpiq Énergie France[87], 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[88].
  • 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

Fournisseurs (commercialisateurs)

Au total 22 sociétés de commercialisation (fournisseurs) sont présentes sur le marché français au niveau national (10 proposent des offres à tous les clients[89] et 12 seulement aux clients non résidentiels[90]), 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[91], 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[92], 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[93], entreprise belge basée à Liège (500000 clients), créée en 2003, apparue en France en 2010, propose un contrat 100 % renouvelable.
  • Planète OUI[94], créée en 2007, propose un contrat 100 % renouvelable.

Les fournisseurs spécialisés sur le marché des professionnels :

  • HEW Énergies SA[95], 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

En septembre 2015, la société Total Énergie Gaz, filiale de Total, qui fournit déjà 22 TWh de gaz à 20 000 clients professionnels, a obtenu l'autorisation d'acheter de l'électricité pour revente aux clients ; elle compte profiter de la fin des tarifs jaune et vert fin 2015 pour convaincre ses clients gaz de lui confier également leur fourniture d'électricité, et s'est donné pour objectif d'atteindre en 2025 une part de 8 % du marché de l'électricité[96].

Gestionnaires de réseaux

  • 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 Enedis (95% des cas). Les communes, indépendamment ou regroupés en syndicat d'électricité, peuvent aussi gérer directement la distribution, en régies locales (au nombre de 160 environ) :

Régulateurs

Bourse de l'électricité

  • 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[97],[98]. 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

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

  • UFE (Union Française de l’Électricité)[99] : 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)[100] rassemble les fournisseurs alternatifs désireux de promouvoir, ensemble, une concurrence effective sur les marchés du gaz et de l’électricité en France.

Réglementation

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 . Cette directive a été transposée en France par la loi no 2004-803 du 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

Cas des Zones Non Interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI)

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[101]. La loi française les identifie comme des « zones non interconnectées au réseau métropolitain continental » (ZNI)[102]. 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 8].

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)

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)[103],[104].

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 3].

Polynésie Française et Nouvelle-Calédonie

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

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 1]. Le débat au Parlement a débouché sur un arrêté[13] qui fixe les objectifs suivants :

  • développement de la production électrique à partir d’énergies renouvelables :
    • solaire : 1 100 MW fin 2012, 5 400 MW fin 2020 ;
    • biomasse : 520 MW de plus pour fin 2012 et 2 300 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

Recherche dans l'industrie nucléaire

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[105].
  • la fusion : le projet international ITER[106], 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)[107].
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)[108].

Recherche sur les énergies renouvelables électriques

Géothermie

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

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[109]. 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[110], 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

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

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

Article détaillé : Énergie marine.

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 2] ; 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[111]. 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[112]. 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[113].
  • 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 2].
  • 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[114].

Stockage de l’énergie et réseaux intelligents

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 1 000 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

Notes

  1. production nette = production brute moins consommations propres de la centrale, autrement dit : énergie livrée au réseau.
  2. seul le total de 2015 exclut les parts non renouvelables de l'hydraulique et des bioénergies.
  3. part des énergies renouvelables dans la consommation d'électricité (et non dans la production, qui est plus élevée en France, car le solde des échanges internationaux est largement exportateur) ; méthodologie de calcul de la directive européenne 2009/28/CE : hors consommation du pompage et part non renouvelable (50 %) des ordures ménagères
  4. 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).
  5. 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 Centrale de Porcheville
  6. 6,6 TWh avec la part considérée comme non renouvelable de la production à partir de déchets ménagers.
  7. au niveau de la production, avant déduction des consommations de la branche énergie
  8. consommation d'électricité à usage professionnel à Mayotte
  9. a et b sans prise en compte des émissions de CO2 dues à l'autoconsommation (estimées à 5,3 Mt en 2015), qui sont comptabilisées dans le bilan des sites industriels concernés.
  10. 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.
  11. 3 722,5 M€ sur 6 185,7 M€ = 60,2 % ; 10,4 % x 60,2 % = 6,3 %
  12. pertes en ligne comprises, Corse comprise, mais hors DOM

Références

  1. p. 17
  2. p. 19
  3. p. 27
  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. 47
  2. p. 46
  3. a et b p. 84
  4. p. 85
  5. p. 124-126
  6. p. 59
  7. p. 99
  8. p. 75
  9. p. 48
  1. p. 24
  2. p. 25
  3. p. 46
  • MEDDE, autres documents :

Électricité de France (EDF) :

  1. p. 56
  2. p. 54
  3. p. 48
  • autres documents d'EDF :
  1. [PDF] EDF, La centrale thermique a Flamme de Porcheville - p. 5.
  2. a, b et c [PDF]Dossier EDF énergies marines, sur le site medias.edf.com
  3. 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.
  4. La climatisation à l’eau de mer a le swag, site EDF Pulse consulté le 13 février 2014.
  5. EDF Corse et Outre-mer, site d'EDF-SEI consulté le 5 août 2013.
  6. Les filiales d'EDF en Corse et en outre-mer, sur le site d'EDF-SIE consulté le 6 août 2013.
  7. Chiffres-clés EDF 2011, sur le site /presentation.edf.com
  8. La dérogation de la Communauté européenne en faveur des systèmes électriques non-interconnectés, site EDF SEI

Réseau de Transport d'Électricité (RTE) :

  1. a, b, c, d, e, f, g et h p. 13
  2. a et b p. 18
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  5. a et b p. 17
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  7. p. 48
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  12. p. 61-62
  13. p. 63-64
  • 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
  2. p. 24
  3. p. 30
  4. p. 27
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Autres références :

  1. a et b (en)Nuclear share figures, 2002-2012, site de la World Nuclear Association consulté le 5 août 2013.
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Voir aussi

Articles connexes

Liens externes