title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: EDF a arrêté définitivement le sa dernière grande unité de production d’électricité au fioul, celle de en Loire-Atlantique ; mise en service en 1976, elle disposait d’une capacité de production de .


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: La centrale à charbon du Havre, propriété d'EDF, a fait son « dernier feu » le .


title: Électricité en France

text: Le , le PDG d'EDF, Jean-Bernard Lévy, annonce qu'EDF a décidé de mettre fin au projet de reconversion du site de Cordemais à la biomasse, baptisé « Ecocombust », pour deux raisons principales : le coût du projet et le départ récent du partenaire industriel d'EDF, le groupe Suez. Il confirme que .


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Pour la production de pointe, EDF a installé de turbines à combustion en région parisienne depuis 2005.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: GDF-SUEZ (aujourd'hui Engie) a construit CycoFos 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 également à Fos-sur-Mer et a mis en service, en , la centrale de Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique) qui ajoute de capacité.


title: Électricité en France

text: 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 (). 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) et de la centrale de Lucy dont le site, qui héberge une centrale au charbon, a fermé courant 2014.


title: Électricité en France

text: L'énergéticien suisse Alpiq, via sa société 3CB (Centrale à Cycle Combiné de Bayet), exploite une centrale de à Bayet (Allier), près de Saint-Pourçain-sur-Sioule, depuis juin 2011.


title: Électricité en France

text: 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 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 qui a été mis en service en .


title: Électricité en France

text: À la suite d'une fuite sur un circuit d'huile, un incendie s'est déclaré le 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 , l'autre est annoncé pour .


title: Électricité en France

text: Une troisième centrale à cycle combiné gaz () a été mise en service en à la centrale thermique de Bouchain dans le Nord. Elle remplace la centrale au charbon située sur le même site, qui a fermé en . 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.


title: Électricité en France

text: 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. 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, projet actuellement au point mort.En coopération avec Siemens, Direct Énergie mène un projet à Landivisiau dans le Finistère. Les premiers travaux sont intervenus en , pour une ouverture prévue initialement en 2018. Le fonctionnement de cette centrale d'un coût de est soutenu financièrement dans le cadre du Pacte électrique breton, visant à sécuriser l'approvisionnement électrique de la Bretagne. Ce projet a pris plus de deux ans de retard à cause de recours déposés par les associations locales de défense de l'environnement ; la construction de la centrale de devrait commencer en 2018 et durer 25 à .


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: En 2015, grâce à la baisse des prix du gaz, qui ont reculé de 21 % en Europe dans le sillage des prix du pétrole, la consommation de gaz dans les centrales électriques a augmenté de 161 %, après deux années particulièrement faibles, et Engie a pu redémarrer sa centrale à gaz de Cycofos (Bouches-du-Rhône), sous cocon depuis . 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.


title: Électricité en France

text: En 2021, les énergies renouvelables ont couvert 25 % de la consommation électrique en métropole, en baisse de deux points par rapport à 2020, la production renouvelable étant en léger recul ( contre en 2020) alors que la consommation électrique s'est redressée après le creux de 2020. Les raccordements de capacités électriques renouvelables ont atteint un niveau record, notamment dans le solaire photovoltaïque : et l'éolien : . Leur puissance installée atteint , mais reste cependant nettement au-dessous de la feuille de route énergétique de la France : le photovoltaïque atteint , loin de l'objectif 2023 de , et l'éolien n'est qu'à alors que l'objectif 2023 est de .


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: 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 prévoit pour fin 2020, et préconise de développer la cogénération à partir de sources d’énergie renouvelables, notamment la biomasse.


title: Électricité en France

text: Au , la puissance installée des centrales de la filière bioénergie atteint , en progression de (+3,1 %) ; cette puissance se répartit en (41,3 %) d'usines d'incinération des déchets ménagers (+0,2 %), (31,3 %) de centrales utilisant le bois-énergie et les autres biocombustibles solides (+3,1 %), (25 %) de centrales à biogaz (+8,7 %) et (2,4 %) de centrales utilisant des déchets de papeterie. En 2016, elle s'était accrue de (+12,6 %), dont les de la centrale biomasse « Provence 4 ». La puissance installée totale a plus que doublé entre 2007 () et 2016.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Les existant fin 2014 se répartissaient en raccordés au réseau de transport et aux réseaux de distribution. La file d'attente de raccordement de la filière s'élevait à . La production d'électricité s'élevait à en 2014, en hausse de 8,4 %, et elle couvrait 1,1 % de la consommation d'électricité.


title: Électricité en France

text: Le parc est composé de 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 : pour les déchets ménagers et pour les déchets de papeterie ; les centrales bois ont une puissance moyenne de , la plus grande atteint ; les installations à biogaz sont en moyenne inférieures au MW, mais peuvent atteindre .


title: Électricité en France

text: La centrale biomasse de construite par Inova Var Biomasse dans la région de Brignoles a été raccordée en au réseau de transport d’électricité ; c'est la première fonctionnant au bois-énergie en PACA ; elle fournira , en brûlant de bois forestier, recueilli dans un rayon de moins de . La centrale biomasse du groupe allemand E.ON située à Gardanne, d’une puissance de , devrait être raccordée d’ici à la fin 2015 ; la région PACA deviendra alors la première productrice d’électricité provenant de bioénergies en France.


title: Électricité en France

text: 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.


title: Électricité en France

text: 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 dans quatre régions : Aquitaine, Provence-Alpes-Côte d’Azur, Rhône-Alpes et Île-de-France, cette dernière possédant plus de (surtout incinérateurs de déchets ménagers).


title: Électricité en France

text: 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 en 2004) et du Gol (1995, portée à 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.


title: Électricité en France

text: 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 de bagasse et de charbon colombien pour produire de vapeur pour la sucrerie de Gardel, d'électricité pour les besoins de la sucrerie et pour la distribution publique.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Dans le cadre du Fonds chaleur, l'ADEME lance depuis 2008 des appels à projets intitulés BCIAT : Biomasse Chaleur Industrie, Agriculture et Tertiaire. Le BCIAT contribue au financement des installations de production d'énergie à partir de la biomasse d'une capacité supérieure à , avec un objectif indicatif de 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 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.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Exemples de réalisations :


title: Électricité en France

text: L'énergie géothermique, bien qu'encore modeste en France, semble avoir un potentiel important ; la puissance installée à fin 2015 est de ; la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) publiée fin prévoit une hausse de cette puissance de d’ici fin 2018 et de d’ici 2023.


title: Électricité en France

text: Les principaux sites existants ou en projet sont :


title: Électricité en France

text: La France dispose d'une importante façade maritime et de vastes territoires ultramarins (plus de ), où existent des potentiels énergétiques parmi les plus importants au monde en termes de ressources d'énergie marine. 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 elle produit par an. 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 avec 800 turbines ou, selon une autre source, 150 groupes de qui auraient pu produire /an, n'a jamais pu être réalisé à cause de son impact considérable sur l'environnement.


title: Électricité en France

text: L'énergie hydrolienne connait un début de développement : EDF évalue le potentiel hydrolien de la France à , soit 20 % du potentiel européen, et souligne les atouts de cette énergie : prévisibilité et compacité (la densité de l'eau étant près de 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 de diamètre développant , construite par la société irlandaise Openhydro et la DCNS ; le parc de Paimpol-Bréhat devrait à terme être équipé de quatre hydroliennes (). Plusieurs autres expérimentations et projets sont en cours (voir article hydrolienne).


title: Électricité en France

text: Un premier appel à manifestation d'intérêt a été lancé à Cherbourg fin par François Hollande : il concerne trois ou quatre « parcs pilotes d'hydroliennes » de cinq à dix hydroliennes chacun, qui pourront être installées dans le raz Blanchard (devant le Cotentin) et dans le passage du Fromveur (devant le Finistère). Les projets retenus seront subventionnées à hauteur de d'euros chacun, et leur production sera vendue au prix standard des énergies marines (). L'Allemand Siemens pourrait se montrer intéressé ainsi qu'EDF, GDF Suez et Alstom, ces deux derniers industriels ayant déjà une hydrolienne d' 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 de fond.


title: Électricité en France

text: 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.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: 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 lorsqu’on se situe entre . 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 ). L’île de La Réunion présente un profil idéal : à une distance de 3 à des côtes, les zones sont déjà suffisamment froides.


title: Électricité en France

text: 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.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: 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).


title: Électricité en France

text: 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).


title: Électricité en France

text: EDF a créé le service EDF SEI (Systèmes Énergétiques Insulaires) 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.


title: Électricité en France

text: 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 . 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.


title: Électricité en France

text: 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.


title: Électricité en France

text: 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.


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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: 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.


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text: 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 :


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text: 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, exposés à des risques de déstabilisation lors des variations trop amples et trop rapides, EDF a lancé le projet Millener, soutenu par l’Union Européenne via les fonds FEDER, l’État via l’ADEME dans le cadre des Investissements d’Avenir et les Collectivités Territoriales de Corse : il s'agit d'expérimenter les techniques de « réseaux électriques intelligents » (smart grids) en testant sur trois îles (Corse, Ile de la Réunion, Guadeloupe) et pendant trois ans, deux types de dispositifs de gestion énergétique chez des particuliers volontaires : Box, ou passerelles énergétiques, et de stockage d’énergie associées à des panneaux photovoltaïques.


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text: 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 associant autoconsommation, stockage, service réseau et maîtrise de l’énergie.


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text: 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 , contre moins de sur le marché de gros en métropole. Dans les îles, le solaire et l'éolien se comparent au charbon ou au fuel importés. Le remplacement du charbon par de la biomasse (bagasse) dans les centrales d'Albioma devrait contribuer à se rapprocher de l'objectif, mais le développement des énergies intermittentes est plus compliqué : EDF SEI (SEI pour Systèmes Energétiques Insulaires) estime qu'au-delà de 30 % de la capacité électrique installée, elles risquent de déstabiliser le réseau ; cette limite imposée est contestée par les producteurs de solaire et d'éolien, et EDF pourrait la revoir sensiblement à la hausse, à 35 % en 2018 et entre 40 et 45 % en 2023, grâce à un système de stockage centralisé en cours de tests et à la baisse des coûts des batteries. La géothermie et l'énergie des mers ont un potentiel important, et les installés à La Réunion ont permis d'éviter l'installation de deux ou trois turbines à combustion.


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text: Le groupe Albioma (ex-Séchilienne-Sidec) assure une part importante de la production d’électricité outre-mer, avec ses centrales thermiques au charbon et à la bagasse (le résidu fibreux de la canne à sucre) : 30 % en moyenne (hors Mayotte) et même 53 % à La Réunion. EDF SEI estime que la montée en puissance de la biomasse sera le principal contributeur à l’atteinte des objectifs d'énergies renouvelables dans les DOM. En 2014, 59 % de la production électrique d'Albioma provenait du charbon, et jusqu’à 80 % à La Réunion. Mais le potentiel d’amélioration est élevé. Les usines d’Albioma comptent parmi les rares au monde à être capables de brûler indifféremment de la biomasse et du charbon, ce qui devrait permettre de faire tomber la proportion de charbon à 55 % en 2015 et à 20 % en 2023.  À elle seule, cette évolution permettrait de faire passer la part des énergies renouvelables dans l’électricité des DOM de 28 % en 2013 à 47 % en 2023. Albioma prévoit d’investir pour cela 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. 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.


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


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text: En 2019, les émissions de dues à la production d'électricité ont reculé de 6 %, tombant de à , niveau proche de celui de 2015, après trois années de hausse due à la conjonction de la baisse de la production nucléaire et de celle de l'hydraulique, puis une chute de 28 % en 2018. Elles proviennent des centrales thermique fossiles pour (gaz : , charbon : , fioul : ) et des UIOM pour ; le recul de 2019 provient surtout des centrales à charbon : , en partie compensé par une augmentation des émissions des centrales à gaz : .


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


title: Électricité en France

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


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


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text: Une centrale électrique à charbon émet pour une centrale à charbon, tandis qu'une autre à gaz émet t.La directive européenne 96/61/CE du Conseil du (codifiée par la directive 2008/01/CE du ) 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 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 ).


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text: 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.


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text: 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 :


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text: 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.


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text: 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 par an.


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text: 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 a organisé les recherches jusqu'en 2006 pour encadrer trois axes de recherche :


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text: 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).


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


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


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text: 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 :


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text: 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.


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text: 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.


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text: La Cour des Comptes a publié le un rapport très complet, qui fait référence, sur ; 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 :


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text: 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 :


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text: La Cour des Comptes a publié le , 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 en 2010 à en 2013 (+16 % en euros constants) ; cette augmentation est presque entièrement due à l’évolution des charges, en particulier des investissements de maintenance, qui représente plus de la moitié de l'augmentation totale ; les autres charges ont augmenté d'environ 10 %, soit +5 % en euros constants ; le programme dit de « grand carénage » d'EDF prévoit de mener pour 55 milliards d'euros de travaux de maintenance et de modernisation de ses 58 réacteurs nucléaires, d'ici 2025, pour améliorer leur sûreté et pouvoir prolonger leur durée de vie au-delà des 40 ans initialement prévus. 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.


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text: Un autre rapport de la Cour des Comptes, publié en 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 , autrement dit 5 c/kWh) :


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text: Le graphique ci-joint présente l'évolution des tarifs d'achat du solaire photovoltaïque depuis le 2011 : en 2 ans et demi, le tarif particuliers (Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), la production des énergies renouvelables dans l'Hexagone pourrait potentiellement atteindre 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 : ; 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 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 .


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text: En , le quatrième appel d'offres photovoltaïque lancé par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a obtenu un prix moyen d'achat de l'électricité autour de pour des centrales au sol, prix nettement inférieur à celui de l'éolien, d'environ .


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text: Comme le montrent les prix cités ci-dessus, la plupart des énergies renouvelables ont un coût très supérieur au prix du marché de gros. Leur développement n'est donc possible, au moins dans une phase d'amorçage, que moyennant un système de subventions. En France, comme dans la plupart des pays européens, le système de financement public qui a été choisi repose sur une obligation d'achat imposée par la loi aux fournisseurs d'électricité, à des tarifs de rachat fixés par décret, avec en compensation un dédommagement égal au surcoût de ces tarifs par rapport aux prix de marché. Le gouvernement a choisi, vu l'état précaire des finances publiques, de financer ces dédommagements non par l'impôt, mais par un supplément de prix prélevé sur les factures d'électricité, dénommé Contribution au service public de l'électricité (CSPE) ; créée par la loi -8 du 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.


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


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text: 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. Les surcoûts des EnR, que la CRE désigne comme "charges de service public dues aux contrats d’achat d’EnR", sont passés de en 2007 à en 2013 ; la CRE, dans sa proposition pour 2015, estime qu'ils atteindront en 2014 et en 2015, dont 62 % pour le photovoltaïque.


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


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text: Pour compléter ces données, les charges EnR des zones non interconnectées pour 2015 sont estimées à , dont pour le photovoltaïque.


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text: Au total, sur la France entière, les charges 2013 dues aux EnR atteignaient , dont pour le photovoltaïque, soit 68 % ; en 2014, elles passeront à , dont de photovoltaïque, soit 62 %, et en 2015 à , dont de photovoltaïque, soit 62,1 %.


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


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text: 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 2013, le tarif d'achat est de () pour une installation intégrée au bâti.


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text: En comparaison, les prix de marché utilisés pour calculer les surcoûts étaient en moyenne de en 2010, en 2011 et en 2012 mais ils ont atteint en contre en .


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


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text: Le montant de la CSPE était de au 2012 ; en 2013, en 2014 et en 2015, alors que le montant prévisionnel calculé par la CRE était de ; mais la loi plafonnant ses augmentations à par an, il est passé à .


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text: Le prix moyen toutes taxes comprises de l'électricité en France pour les ménages consommant entre et au premier semestre 2014, tiré de la base de données d'Eurostat, était de ; la CSPE de , soit , en vigueur en 2014 représentait donc 10,4 % de la facture moyenne, et les relatifs au photovoltaïque représentent 6,3 % de la facture ; en 2015, la CSPE de 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, etla part des énergies renouvelables dans la CSPE 2015 sera de .


title: Électricité en France

text: En Allemagne, où l'EEG-Umlage, équivalent de la CSPE (mais consacrée uniquement au financement du surcoût des EnR) atteint depuis le , ce qui représente un coût de 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 au lieu de , et vers une réduction des aides à l'éolien terrestre et aux autres énergies renouvelables, qui seront réorientées vers un système de primes qui remplacerait le système actuel de prix d'achat garanti : les producteurs de ces énergies vendront leur électricité sur le marché et recevront une prime au kilowatt-heure ; la chancelière Angela Merkel a déclaré : .


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text: Le commissaire européen à la Concurrence Joaquin Almunia a présenté le 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 ; 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 : La France a demandé une période d'adaptation jusqu'à 2018.


title: Électricité en France

text: À compter du , 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 , 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.


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text: Le , l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie a publié une étude présentant à l'horizon 2050 avec des parts d'énergies renouvelables (EnR) allant de 40 à 100 % ; le coût de l’électricité passerait de en supposant 100 % d’EnR avec un accès facilité au capital à 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 , à peine supérieur aux 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 contre en 2015 et que celui des EnR baisserait fortement : pour le solaire au sol, pour les éoliennes en mer flottantes. La consommation d'électricité est supposée baisser de en 2014 à 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).


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text: 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 en 2050 contre 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 alors que les pays voisins seraient eux aussi en excédents simultanément, et les rendements des dispositifs de stockage seraient surestimés.


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text: L'électricité ne se stocke pas en tant que telle, et les dispositifs de stockage indirects existants (batteries, STEP) 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.


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text: 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).


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


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text: 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.


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


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text: 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).


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


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text: 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.


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


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


title: Électricité en France

text: En 2020, le parc de stockage atteint dont de type hydraulique et de batteries.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Selon une étude publiée en 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 , il a pu réduire sa puissance jusqu'à 40 % () en quelques heures, alors que la courbe de charge était déjà basse, autour de , comme c'est le cas en été ; les français totalisent une puissance installée de . 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.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: RTE estime que l'utilisation « d'automates de zones » pour écrêter la production d'énergies renouvelables d'environ par an permettrait d'économiser d'investissements dans le réseau de transport.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Les modalités de ces effacements ont été progressivement diversifiées et étendues à tous les segments de marché ; des dispositifs d'échange de ces effacements sur les marchés ont été mis en place en 2014 via le mécanisme NEBEF (Notification d’Échange de Blocs d’Effacement). En 2020, le volume moyen d’offres d’effacement déposées sur le mécanisme d’ajustement s’élève à contre en 2018 ; le volume total d’effacement réalisé sur le mécanisme d’ajustement s’établit à contre en 2019 et en 2018, et les effacements sur NEBEF à contre en 2019.


title: Électricité en France

text: Selon RTE, la France est . La société française Voltalis a équipé en France de ses boîtiers dits « intelligents », permettant de couper un chauffage électrique ou un chauffe-eau pendant une brève période de temps, afin d'apporter de la flexibilité au réseau électrique en permettant d'éviter d'allumer des centrales thermiques et de mieux intégrer les énergies renouvelables. La consommation ainsi évitée pendant la pointe de consommation hivernale est estimée entre 100 et . Cette technologie permet aux particuliers d'économiser jusqu'à 15 % de leur consommation d'énergie, selon Voltalis, qui se rémunère par le biais du mécanisme d'ajustement ainsi que par des subventions, attribuées chaque année par une procédures d'appels d'offres. Elle a obtenu en un prêt de de la Banque européenne d'investissement (BEI), assorti d'une garantie de la Commission européenne. Ce prêt doit lui permettre d'équiper supplémentaires.


title: Électricité en France

text: La mise en place d’une « obligation de capacité » à compter de 2017, prévue par la loi NOME, vise à sécuriser l’alimentation électrique française lors des périodes de très forte consommation : elle impose aux fournisseurs d'électricité une obligation de contribuer à la sécurité d’alimentation en fonction de la consommation en puissance à la pointe ; le mécanisme de capacité permet également de valoriser la disponibilité de l’offre au travers de certificats de capacité. La Commission européenne a approuvé sous conditions, le , la mise en œuvre du mécanisme de capacité français ; les nouvelles règles du mécanisme ont été approuvées le par la ministre chargée de l’énergie et la Commission de régulation de l’énergie pour application dès 2017. Les capacités certifiées totalisent pour 2020 et pour 2021, auxquelles s’ajoutent les capacités certifiées par RTE aux interconnexions : pour 2020 et pour 2021. Le prix de référence marché a progressé de pour 2018 à pour 2019, pour 2020 et pour 2021.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Au 31 décembre 2020, le réseau de RTE atteignait de circuits. Au cours de l'année 2020, de lignes neuves ou renouvelées ont été mises en service et ont été retirées du service ; le réseau souterrain est passé de à alors que le réseau aérien a perdu ; le réseau en 63/90 kV est souterrain à 9 % (99,5 % des nouvelles lignes sont souterraines), celui en à 5,8 %, celui à dans une proportion négligeable (0,03 %).


title: Électricité en France

text: Les principaux projets en cours au début 2021 sont :


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: 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 , mais devra être renforcé au regard du gisement total actuellement estimé, ce qui impliquera des délais importants.


title: Électricité en France

text: Les pertes d'énergie liées au réseau de transport de l'électricité (RTE) varient entre 2 et 3,5 % de la consommation française en 2012, suivant les saisons et les heures de la journée. En moyenne, le taux s'établit à 2,5 %, ce qui représente environ (térawattheure) par an.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Le réseau de distribution d'Enedis dépasse pour desservir de clients : de réseau aérien HTA (), de réseau souterrain HTA, de réseau souterrain BT (basse tension / ) et de réseau aérien BT ; Enedis gère également sources Enedis HTB/HTA (interfaces avec le réseau de RTE) et de transformation HTA/BT (interfaces entre le réseau et le réseau BT).


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: L'électricité représentait 24,7 % de la consommation finale d'énergie en France en 2019 : sur ; sa part dans la consommation finale du secteur résidentiel était de 36,7 %, dans celle de l'industrie de 36,1 % et dans celle du secteur tertiaire de 54,6 %, mais de 1,9 % seulement dans le secteur des transports.


title: Électricité en France

text: La consommation française d'électricité par habitant était en 2019 de , celle de l'Allemagne de et celle des États-Unis de (moyenne mondiale : ).


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: La décomposition du secteur Résidentiel-Tertiaire en Résidentiel et Tertiaire n'est disponible que depuis 2010, mais a été reconstituée rétrospectivement jusqu'à 2002 : RTE fournit également des informations sur les consommations par secteurs :


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: La croissance de la consommation d'électricité entraîne aussi une croissance spécifique des pointes de consommation, observées en général en hiver vers . 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 les 6 et . La pointe de consommation de 2020, à le , est dans la moyenne des années ; la pointe estivale est à le ; le minimum de consommation, observé le dimanche , atteint , c'est le creux de consommation la plus bas observé depuis 2003.


title: Électricité en France

text: La consommation est particulièrement sensible au froid : en hiver, la consommation augmente de par degré de baisse de température ; la thermosensibilité hivernale est associée au chauffage électrique qui se répartit à 70 % pour les logements et 30 % pour le tertiaire ; en 2013, un peu plus d'un tiers des logements français étaient chauffés à l'électricité, soit de logements environ. Ainsi, RTE estime à l'augmentation de la consommation d'électricité en Europe lorsque la température baisse de en hiver. La France représente près de la moitié de cette augmentation, avec une hausse de consommation électrique de par degré Celsius en moins (contre pour la Grande-Bretagne, pour l'Allemagne et pour l'Italie). RTE précise : . 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.


title: Électricité en France

text: L'application de la norme RT2012 a pour effet :


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text: La moindre progression du chauffage électrique et des chauffe-eau à accumulation ralentit la progression des consommations.


title: Électricité en France

text: 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 de consommation, représentant 17 % de la consommation, soit ; 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.


title: Électricité en France

text: 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 .


title: Électricité en France

text: 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 pourrait engendrer des économies de 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 ; RTE estime entre 16 et 22 % les économies dues à l'efficacité énergétique de 2013 à 2030.


title: Électricité en France

text: 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.


title: Électricité en France

text: 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" recommande de privilégier les recharges lentes () pour les places de stationnement où les véhicules stationnent plus de 90 % du temps ; . 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.


title: Électricité en France

text: 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.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Selon le scénario dit retenu par la Stratégie nationale bas carbone, la consommation nationale d’électricité, hors pertes de réseau, est amenée à augmenter à partir du début des années 2030 jusqu'à plus de en 2050.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Le prérapport "Futurs énergétiques 2050", publié fin par RTE, fournit trois scénarios de l'évolution de la consommation d'énergie d'ici 2050. Dans le scénario de référence, elle passerait de 475 à , soit une hausse de 36 %. La croissance démographique et l'évolution de l'activité économique provoqueront une hausse de la demande de , l'électrification des usages réclamera un surplus de (dont dans les transports et dans l'industrie), pas entièrement compensé par l'amélioration de l'efficacité énergétique (). Le scénario « sobriété » limiterait la consommation d'électricité à et le troisième scénario, dit de « réindustrialisation lourde », où la part de l'industrie manufacturière dans le PIB passerait de 10 à 12 ou 13 %, porterait la consommation à .


title: Électricité en France

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


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text: En 2018 et 2019, elle retrouvait son avec 17,3 % des exportations mondiales en 2019 après un passage au en 2017. Puis de nouveau au européen en 2018.


title: Électricité en France

text: 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 :


title: Électricité en France

text: L'organisation ENTSO-E (), issue de la fusion de six associations régionales préexistantes, regroupe l'ensemble des opérateurs de systèmes de transport d'électricité de l'Union européenne et d'autres pays qui lui sont connectés ( de ) ; la réglementation sur les échanges transfrontaliers d'électricité établie par le « Paquet Énergie » voté par le Parlement Européen et mise en application depuis 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 et divers rapports de prospective sur le développement des réseaux européens.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: 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 "" (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.


title: Électricité en France

text: 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 ( vers la Belgique l'Allemagne, vers la Suisse, vers l'Italie, vers l'Angleterre et vers l'Espagne) et celle d'import de ( seulement depuis la Suisse, "idem" depuis l'Italie et l'Espagne). Les lignes transfrontalières sont au nombre de 46, dont 17 en .


title: Électricité en France

text: Les projets de renforcements d'ici 2020 s'élèvent à 4 à : avec la Suisse, avec l'Espagne et avec l'Angleterre).


title: Électricité en France

text: 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 sur entièrement souterraine (), décidée lors du sommet franco-espagnol de Saragosse le , 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 . Son coût de est financé en partie () par l'Union européenne. L'inauguration de l'interconnexion en prépare la mise en service commerciale prévue en ; 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 ( en 2014) qu'en France (). L'Espagne bénéficie en revanche de prix plus bas dans les périodes où ses quelque de capacités installées dans le solaire et l'éolien tournent à plein.


title: Électricité en France

text: La Commission européenne a annoncé le le déblocage de d'euros pour soutenir le projet d'interconnexion électrique sous-marine entre la France et l'Espagne dans le golfe de Gascogne, qu'elle juge « hautement prioritaire ». Cette interconnexion, longue de , doit permettre de porter les capacités d'échanges entre les deux pays de ; la mise en service est prévue en 2025.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: 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 en courant continu augmentera la capacité d’interconnexion France-Italie de . Les travaux en France ont débuté en 2014 pour une mise en service planifiée en 2019.


title: Électricité en France

text: 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 s'avérant aujourd'hui insuffisante.


title: Électricité en France

text: La liaison IFA-2, également sous-marine, mise en service le 22 janvier 2021, relie la Normandie à la côte sud de l'Angleterre, à hauteur de l'île de Wight ; longue de avec une puissance de en courant continu, par ailleurs le projet FAB Link est à l'étude.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Une nouvelle liaison transfrontalière a été mise en service en 2014 avec la principauté d’Andorre reliant Hospitalet (France) à Grau-Roig (Andorre) (liaison directe ).


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Les échanges "contractuels" recensés dans les bilans quantitatifs annuels publiés par RTE diffèrent des échanges "physiques" retracés dans les données diffusées par les ministères. 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.


title: Électricité en France

text: En 2020, la France conserve sa place de premier pays exportateur d’Europe avec un solde exportateur de , en recul d'environ par rapport à 2019 ; les volumes commerciaux d’export diminuent de 7 % à , tandis que les volumes d’import progressent de 22 % à . Le solde des échanges est resté exportateur tous les mois sauf en septembre, mois usuellement très exportateur ; cette anomalie s’explique notamment par la forte baisse de la disponibilité du parc nucléaire. Les échanges restent très volatils tout au long de l’année, avec un solde variant en import le à à en export le à . Leur sens est exportateur la plupart du temps, surtout avec l'Italie et la Grande-Bretagne, mais il devient plus souvent importateur, surtout avec l'Espagne et plus encore avec l'Allemagne et la Belgique.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: En 2019, la France est premier exportateur d’Europe avec un solde exportateur de ; le volume d’import est de , et celui d’export de ; le solde des échanges est positif tous les mois, mais reste très volatil, le solde variant de en import le à à en export le à , un niveau jamais atteint auparavant. Le nombre de jours importateurs est en légère hausse : 25 contre 17 en 2018, répartis surtout en hiver : janvier, novembre et décembre, lorsque les températures deviennent inférieures aux normales saisonnières.


title: Électricité en France

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