title: Méthanisation

text: Cette logique territoriale se met progressivement en place dans la métropole rennaise dans le cadre de plusieurs projets portés par Irstea. En partenariat avec la société Akajoule et Rennes Métropole, les chercheurs ont élaboré une méthodologie de « diagnostic territorial » de la filière méthanisation. Elle permet de déterminer, compte tenu des contraintes et opportunités territoriales identifiées pour les déchets, l’énergie et l’agriculture, les scénarios les plus adéquats pour l’implantation des unités de méthanisation. « Concrètement, à partir d’informations géoréférencées du territoire (ressources disponibles, lieu de collecte des déchets méthanisables…), le modèle mathématique détermine pour lequel des cinq critères identifiés (traitement des déchets, production d’énergie, qualité des sols, qualité de l’eau, besoin en engrais) la méthanisation est la plus adaptée ». Cette collaboration a permis de constituer la première base de données et d’élaborer un schéma directeur de la filière méthanisation pour la métropole rennaise. Un autre volet important des projets concerne l’analyse des impacts environnementaux (en mobilisant les outils de l’analyse du cycle de vie) et des impacts socioéconomiques liés au déploiement de la méthanisation. « Ce travail a permis notamment d’établir, pour la première fois, une liste d’effets imputables à la filière, tels que la tension sur les matières utilisées pour la méthanisation ou le changement des pratiques agricoles ».


title: Méthanisation

text: En 2017, la filière représentait plus de directs. Elle pourrait en créer d'ici 2020 si les objectifs fixés par le gouvernement en 2010 sont atteints. Ces emplois demandent des qualifications allant d'ouvrier à bac +5 en passant par des techniciens pour la maintenance.


title: Méthanisation

text: La France a été le premier pays à se lancer dans la méthanisation des déchets ménagers (en 1988 à Amiens avec Valorga). Depuis 2002, d'autres installations ont été mises en service : Varennes-Jarcy, Le Robert (Martinique), Calais, Lille, Montpellier, Marseille et une vingtaine d'autres sont à l'étude ou en construction dans toute la France. L'usine de Romainville, dont la construction, initialement prévue pour 2010 mais reportée, traitera près de d'ordures ménagères.


title: Méthanisation

text: Depuis une trentaine d’années, les installations industrielles traitant la biomasse-déchet solide et/ou certaines boues d'épuration ont montré leur rentabilité économique, une fois lancées avec des aides publiques.


title: Méthanisation

text: Selon leur provenance, les déchets non-triés à la source doivent subir un prétraitement et/ou un post-traitement mécanique (tri mécano-biologique avec séparation, triage, réduction de la taille par broyage, criblage par la taille et/ou pasteurisation). Certaines unités traitent des biodéchets constitués de matières organiques triées à la source. C'est le cas des sites de Lille ou Forbach par exemple.


title: Méthanisation

text: Des firmes industrielles ont mis en œuvre des solutions de méthanisation industrielle, notamment de méthaniseurs et de systèmes de tri mécano-biologiques. Elles sont situées en France, en Allemagne, en Suisse, en Suède, en Espagne


title: Méthanisation

text: La production de biogaz s’est développée dans plusieurs pays de l’Union européenne (UE), avec le double objectif de produire de l'énergie renouvelable et de traiter des déchets organiques. Au début du , le développement s'appuie d'abord sur un fort soutien public et l'usage de cultures dédiées pour fournir de l'électricité par cogénération. En 2020, on constate une tendance à la réduction du soutien public, qui insiste sur la valorisation de déchets ou de cultures intermédiaires et penche vers une valorisation en biométhane.


title: Méthanisation

text: L’Allemagne et le Royaume-Uni sont les pionniers du développement de la filière du biogaz ; cette dernière installant la première centrale au monde sur le site de l’ancienne base aérienne de RAF Eye en 1992. D’autres pays ont des programmes et des politiques spécifiques en matière de biogaz tels l’Espagne, l’Italie, le Danemark, les Pays-Bas, la Suède, la Pologne, la Suisse ou encore l’Autriche. Depuis les années 2000, l’UE est devenue la principale productrice de biogaz – devant les États-Unis – avec plus de la moitié de la production mondiale. En effet, le développement du biogaz à l’échelle européenne s’est fait par une volonté de certains pays à établir – grâce au livre blanc de 1997 – une stratégie et un plan d’action communautaire en matière d’énergies renouvelables. La production de biogaz répond aussi à d’autres objectifs fixés par l’UE :


title: Méthanisation

text: En Allemagne, la filière s'est développée grâce à un fort soutien politique dans les années 2000. Elle a notamment pris la forme de grandes unités alimentées en cultures énergétiques comme le maïs. À la suite des restrictions du soutien, les unités de petite taille fonctionnant en circuit court avec les déchets d'une ferme tendent à réapparaître. La valorisation de la flexibilité de production de l'énergie permettrait de réduire la quantité de maïs utilisé comme culture énergétique et les externalités environnementales dans les régions d'élevage, mais serait très coûteuse en subventions (tarif d'achat) si elle implique de baisser la quantité de biogaz produite en régime nominal.


title: Méthanisation

text: En Suisse, la méthanisation fournit en 2019 2% du gaz consommé et la filière se fixe un objectif de 30% de la consommation « chaleur » des particuliers (donc hors industries et transport) pour 2030.


title: Méthanisation

text: Les États-Unis n'ont pas de politique fédérale de soutien à la production de biogaz, ce qui retarde le développement comparé à l'Europe. Une petite vague d'installations a été faite dans les années 2007-2008 lorsque le prix du pétrole était haut, mais elles n'ont pas très bien fonctionné.


title: Méthanisation

text: A la fin des années 2010, plusieurs États comme la Californie encouragent les constructions d'installations en imposant des seuils plancher d'énergie renouvelable dans les approvisionnements des fournisseurs d'énergie, ce qui relance les projets, « jusqu'à 50 ou 100 en 2019 ». Les intrants méthanisés dans les digesteurs américains sont essentiellement des déchets : fumier bovin et porcin, restes de nourriture, boues de station d'épuration.


title: Méthanisation

text: La Chine a développé depuis les années 1960 des programmes de construction de digesteurs dans les zones rurales, incluant la formation des paysans à la gestion des méthaniseurs. Une estimation de 2008 indique que plus de 30 millions de digesteurs fournissent 1,2% de l'énergie totale du pays. Elle exporte ses technologies adaptées à des digesteurs de petite dimension en Asie du Sud. Une évolution vers des unités plus grosses et plus centralisées a lieu dans les années 2010.


title: Méthanisation

text: De nombreux programmes de recherche portent sur la méthanisation, de la microméthanisation (à l'échelle du quartier par exemple) aux échelles industrielles, en passant par le rôle des enzymes ; la rhéologie, les avantages et inconvénients de la voie sèche, de la voie épaisse et de la voie liquide ou de l'alimentation continue ou discontinue du réacteur ; la recherche de souches bactériennes encore plus efficaces ; la valorisation des digestats, la mesure et la maîtrise des odeurs, la santé des travailleurs, etc.


title: Méthanisation

text: Dans les pays (France par exemple) où la méthanisation ne doit pas concurrencer l'alimentation humaine ou animale, on cherche notamment à diversifier les intrants (ex : produits de fauche des bords de routes) ; à aider les opérateurs à mieux gérer la variété et la saisonnalité des intrants qu'ils reçoivent, en affinant les moyens de pilotage (monitoring) du méthaniseur et les recettes d’intrants. En France le projet de recherche "CARMEN" vise a améliorer le processus de méthanisation et donc à mieux le comprendre (ex : rôle de la préparation des intrants, du mode de remplissage du bioréacteur (en strates ou en mélange), d'éventuels additifs (par ex pour tamponner l'effet acidifiant des produits de fauche ou tontes de gazon), des micro polluants et d'autres inhibiteurs, capacité éventuelle des bactéries à s'y adapter…). Mais d'autres travaux de recherche portent sur l'amont (CIVE, prétraitement des déchets agricoles, maîtrise de la gestion des fumiers, etc.) et l'aval de la filière (amélioration des systèmes d'épuration et de combustion du bio gaz et du biométhane ; avec une partie du projet CLIMIBIO par exemple). Dans la voie sèche, notamment en situation de codigestion d'intrants très différents, on cherche à mieux comprendre et maitriser les transferts hydriques et la recirculation dans le réacteur pour optimiser la digestion.


title: Méthanisation

text: Les riverains des installations craignent souvent des problèmes d'odeurs, non justifiés en ce qui concerne le biogaz inodore. L'épandage de digestat est en outre moins odorant que celui de lisier brut, une part importante du carbone étant transformé en méthane. Cependant, l'azote transformé, bien que mieux assimilé par les plantes, n'en reste pas moins lessivable par lixiviation et est également plus volatil. La circulation des déchets pour alimenter les installations fait aussi l'objet de critiques. La contestation des projets s'inscrit parfois dans un contexte de rejet des infrastructures « imposées » par le monde industriel ou les autorités.


title: Méthanisation

text: En France, le modèle allemand de cultures énergétiques dédiées est rejeté à cause de sa concurrence avec les cultures alimentaires, primaires ou secondaires (pour alimenter le bétail).


title: Méthanisation

text: Par ailleurs, des enquêtes montrent que des denrées alimentaires, notamment du maïs et des pommes de terre, sont utilisées pour la méthanisation, car elles rapportent plus aux agriculteurs pour cette utilisation que pour l'alimentation.


title: Anne-Sophie Pic

text: Elle est propriétaire du restaurant gastronomique la "Maison Pic" à Valence. Seule femme chef française à détenir trois étoiles au Guide Michelin à partir de 2007, elle totalise, pour ses six restaurants, 10 étoiles Michelin, ce qui en fait la femme cheffe la plus étoilée au monde.


title: Anne-Sophie Pic

text: La première Pic cuisinière est Sophie Pic, son arrière-grand mère, qui ouvre le restaurant "L'Auberge du Pin" sur la route de Saint-Péray. André Pic, son fils lui succède dans les années 1920 et acquiert sa réputation avec des plats comme le gratin de queues d’écrevisses, la poularde en vessie ou le lièvre à la broche. Il obtient en 1934 trois étoiles au Guide Michelin. Deux ans plus tard, en 1936, il décide de déménager en installant son nouveau restaurant à Valence dans la Drôme, sur la Nationale 7 au 285 av. Victor Hugo. La Maison Pic est toujours située à cette adresse.


title: Anne-Sophie Pic

text: Jacques Pic, le fils de André Pic, prend la suite de son père en 1956 et parvient à décrocher à nouveau en 1973 une deuxième puis une troisième étoile au Guide Michelin, les étoiles du restaurant ayant été perdues par son père peu après la guerre. Il propose une cuisine considérée par ses pairs, et notamment les guides culinaires de l'époque, comme plus « moderne », avec des créations propres comme le Filet de loup au caviar, le Soufflé glacé à l’orange ou les Rognons de veau à l’oseille ou à la menthe.


title: Anne-Sophie Pic

text: Jeune-fille, Anne-Sophie Pic, malgré ce long héritage familial, ne s’imagine pas cuisinière et choisit de faire une école de commerce à l’ISG à Paris. En juillet 1992, une fois son diplôme obtenu, elle rejoint cependant le restaurant de son père. Son apprentissage est brutalement interrompu par le décès de ce dernier d'un anévrisme, en septembre de la même année. Alain Pic, son fils, lui succède. En 1995, la maison perd la troisième étoile. Deux ans plus tard, Alin Pic rend son tablier ; Anne-Sophie reprend alors la tête des cuisines. Dix ans plus tard, elle est récompensée de la troisième étoile.


title: Anne-Sophie Pic

text: Elle vit en couple avec David Sinapian qu'elle épouse en avril 1993. Ensemble, ils développent leur groupe avec la création de son école de cuisine à Valence en 2008, l’ouverture du restaurant Anne-Sophie Pic au Beau-Rivage Palace à Lausanne en 2009 (deux étoiles au Michelin), l’ouverture de l’"Épicerie Fine" à Valence en 2010, puis du restaurant "La Dame de Pic" à Paris (étoilé Michelin en 2013). Le développement se poursuit avec les ouvertures du "Daily Pic", le fast good à la française d’Anne-Sophie Pic à Valence en 2014 et du restaurant "André" en 2016. 2017 voit l’ouverture de restaurant "La Dame de Pic" à Londres (deux étoiles au Michelin) puis à Singapour en 2019 dans l'historique hôtel Raffles. Le lancement de sa quatrième Dame de Pic au sein du Four Season Hôtel Megève, annoncé en décembre 2020, est finalement reporté au 11 juin 2021. Elle s'occupe également du restaurant de l'hôtel sur l'Ïle Maurice, durant un temps.


title: Anne-Sophie Pic

text: En parallèle de ces développements et afin de porter la croissance du groupe, elle décide avec son mari David Sinapian de créer Pic Group, faisant passer l’entreprise familiale au statut de groupe. Un siège social est créé à Valence en janvier 2020 sous le nom du « Carré de Pic ». Le groupe Pic réalise en 2018 un chiffre d'affaires de 20 millions d'euros et emploie 300 salariés.


title: Anne-Sophie Pic

text: Le contexte particulièrement éprouvant de la pandémie de Covid-19 pour les restaurateurs amène pourtant de la créativité dans la contrainte, avec l'offre de restauration à emporter Pic & GO, qui propose des menus livrés dans toute la France et le lancement d’un food truck à Valence en réaménageant un tube HY Citroën.


title: Anne-Sophie Pic

text: Elle a participé au documentaire "À la recherche des femmes chefs" de Vérane Frédiani en juillet 2017.


title: Anne-Sophie Pic

text: En 2018 elle est juré de l'épisode sur la cuisine française de l'émission américaine "The final table" diffusée sur Netflix.


title: Anne-Sophie Pic

text: En 2015, elle tente une diversification en participant au lancement de « Chef Cuisine », un système de plats sous vide à réchauffer à l'aide d'un appareil spécifique. Le prix de l'appareil et des plats est élevé, le système est complexe et, malgré une campagne de publicité télévisée ambitieuse, le concept ne trouve pas son public. La société fait rapidement faillite et ferme en 2017.


title: Anne-Sophie Pic

text: Elle poursuit l’aventure de démocratiser sa cuisine avec sa fabrique Daily Pic, créée en 2018, située à Portes-lès-Valence, dont elle assure une cuisson sous vide et qui permet d’obtenir une DLC de 3 semaines pour ses concepts de restauration à emporter et en livraison à Valence et Paris La Défense. Ses bocaux en verrine sont au centre d’un projet de circuit de réemploi pour une démarche responsable.


title: Anne-Sophie Pic

text: Depuis , elle a confié à la sommelière Paz Levinson le poste de cheffe exécutive sommelière du groupe Pic. Elles apportent ainsi une nouvelle dimension expérientielle dans la gastronomie, et créent même de nouveaux alcools, en l’occurrence un gin, en résonance des accords de la cheffe.


title: Anne-Sophie Pic

text: À Valence, elle dispose d'un avec un chef assurant à la fois les expérimentations ainsi que les relations avec les autres établissements.


title: Anne-Sophie Pic

text: En 2014, Anne-Sophie Pic annonce son projet d'ouvrir un restaurant à New-York. Ce projet est ajourné en 2015.


title: Électricité en France

text: Le secteur de l'électricité en France est le dixième producteur d'électricité dans le monde en 2019. Cette même année, l'électricité représente 24,7 % de la consommation finale d'énergie en France ; sa part dans la consommation finale du secteur résidentiel est 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: Depuis l'ouverture à la concurrence promue par la Commission européenne, le marché de l'électricité en France reste dominé par la société nationale Électricité de France (EDF). Ainsi, les fournisseurs alternatifs ont une part de marché de 27,5 % en nombre de sites, de 25,2 % des consommations pour le marché résidentiel et de 49,4 % pour le marché non résidentiel. Les principaux concurrents d'EDF sont Engie, TotalEnergies et Eni.


title: Électricité en France

text: Le secteur est aussi marqué par l'importance de la production d'électricité d'origine nucléaire ( mondial derrière les États-Unis et devant la Chine en 2019, derrière la Chine en 2020), qui représente 69,9 % de la production nationale brute en 2019 et 66,5 % en 2020 ; sa part dans la consommation nationale atteint 75,1 % en 2020 ( mondial). Autre fait marquant : la stagnation de la consommation depuis 2007, suivie d'une chute de 5 % en 2020.


title: Électricité en France

text: La France est en 2020 le premier pays exportateur d’Europe, par son solde exportateur de , et en 2019 le premier pays exportateur au monde, effectuant 17,3 % des exportations mondiales. Elle perd cette place au premier semestre 2022, devenant importatrice nette.


title: Électricité en France

text: La part des énergies renouvelables dans la production nette d'électricité atteint 24,5 % en 2020 (hydroélectricité : 12,5 %, éolien : 7,6 %, photovoltaïque : 2,6 %, bioénergie : 1,6 %). Par rapport à la consommation intérieure (après soustraction du solde exportateur), elle atteignait 26,9 % en 2020. La France était en 2019 au mondial pour sa production éolienne et au mondial pour sa production solaire photovoltaïque.


title: Électricité en France

text: Selon les statistiques de l'Agence internationale de l'énergie, la France se classe dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'électricité :


title: Électricité en France

text: Le graphique ci-contre fait ressortir, en dehors de l'essor du nucléaire au cours des années 1980 et 1990 et de l'apparition récente de l'éolien et du solaire, deux faits marquants moins connus : la stagnation de la production depuis 2005 et l'impact très marqué de la crise économique mondiale de 2008 et de la pandémie de Covid-19 sur la production d'électricité, qui a baissé de 6,6 % en 2009 et de 6,7 % en 2020.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: En 2021, la production nette d'électricité a connu un fort rebond par rapport à l’année 2020 : +4,5 %, pour atteindre . Elle reste néanmoins inférieure de à celle de 2019. La part des énergies renouvelables est de 22,5 % contre 24,2 % en 2020 ; elle baisse du fait de conditions météorologiques défavorables pour l’hydraulique (−5 %) et l'éolien (−7 %). La production nucléaire progresse de 8 % (, soit 69 %).


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: En 2018, la production nette a connu une forte hausse : +3,7 % ; les énergies renouvelables ont bénéficié de conditions particulièrement favorables ; le redressement de la production d'origine nucléaire (+3,7 %) et la forte hausse de la production hydraulique (+27,5 %) ont entraîné une moindre mobilisation des moyens thermiques à combustible fossile (−26,8 %) ; la part du nucléaire s'est élevée à 71,7 %.


title: Électricité en France

text: La puissance installée du parc de production électrique en France métropolitaine atteignait au 31/12/2021 ; sa répartition a évolué comme suit :


title: Électricité en France

text: En 2021, le parc de production a poursuivi sa décarbonation par la fermeture de la centrale au charbon de du Havre et le développement des énergies renouvelables : de solaire photovoltaïque ont été nouvellement installés, ainsi que d'éoliennes.


title: Électricité en France

text: La puissance électrique renouvelable s'est accrue de en 2020, dont d'éolien et de solaire, atteignant fin 2020. Le parc éolien atteint au 31 décembre 2020, en progression de , alors que par an seraient nécessaires pour atteindre l'objectif de fixé pour 2023 par la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE). Le parc solaire s'est accru de , alors qu'il faudrait par an pour atteindre l'objectif de en 2023 ; le parc solaire atteint fin 2020. Le parc hydroélectrique atteint une puissance installée de , en hausse de . La filière bioénergies électriques atteint une puissance installée de (+86 MW). Les retards constatés dans l'éolien et le solaire sont causés par des problèmes d'accès au foncier et des difficultés croissantes liées à l'acceptabilité locale des projets de grandes installations.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Cet accroissement du parc en période de baisse de la demande a produit une situation de surcapacité ; la durée de fonctionnement des centrales à cycle combiné gaz est donc tombée au-dessous du seuil de rentabilité, déclenchant une série de décisions de fermeture comme dans le reste de l'Europe ; le choix de fermer des centrales gaz plutôt que des centrales charbon a été pris sur la base des prix du charbon en forte baisse (de fin 2008 à début 2013 sur le marché d’Anvers-Rotterdam-Amsterdam) à cause de l'arrivée sur le marché de grandes quantités de charbon américain évincé du marché américain par la baisse des prix du gaz produite par le boom du gaz de schiste. De plus, l'effondrement du prix des quotas de (de au début 2008 à 4 à en 2013) dû à la crise, a encore accru l'intérêt du charbon. Cependant, au cours de 2013, le prix du gaz a fortement remonté aux États-Unis, d'où une baisse des exportations de charbon, et en 2015 de nombreuses centrales à charbon () seront déclassées du fait de l’application de la directive européenne sur les grandes installations de combustion, ce qui devrait résorber la surcapacité actuelle.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: RTE lance en un avertissement sur le risque de défaillance à la pointe en cas de froid pour les hivers 2015-16 (déficit de capacité de ), 2016-17 (déficit de ) et 2017-18 (déficit de ), du fait de la fermeture d'ici fin 2015 de centrales au fioul () et au charbon ( déjà fermées et à fermer en 2015) non conformes aux nouvelles normes européennes d'émissions de polluants, de la fermeture fin 2016 de la centrale nucléaire de Fessenheim () et de la mise sous cocon de trois centrales à cycle combiné gaz ().


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: En , l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) ordonne la réparation des huit soudures situées au milieu de la double enceinte de béton qui protège le bâtiment réacteur de , donc très difficiles à atteindre ; cette décision repousse le démarrage de la centrale à la fin de l'année 2022, au plus tôt. Cette décision est lourde de conséquences pour les finances d'EDF, mais aussi pour la sécurité d'approvisionnement du pays ; en effet, RTE avait averti fin 2018 que Il pourrait s'avérer nécessaire de maintenir temporairement ou convertir à la biomasse la centrale à charbon de Cordemais.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Dans son bilan prévisionnel à horizon 2030 publié en mars 2021, RTE alerte sur une situation de « vigilance particulière » qui va perdurer jusqu'en 2024, du fait du retard de mise en service de l'EPR de Flamanville ainsi que de l'importance des travaux en cours sur le parc de réacteurs d'EDF pour la prolongation de leur durée de vie (« Grand carénage »). Ces tensions sont aggravées par les effets collatéraux de la crise sanitaire qui ont décalé sur plusieurs années le programme de maintenance des centrales nucléaires, ainsi que par des retards sur la mise en service des éoliennes en mer et un développement de l'énergie solaire très en deçà des objectifs. Au cours des trois prochains hivers, le critère de sécurité d'approvisionnement en électricité ne sera pas respecté. RTE juge donc et .


title: Électricité en France

text: En janvier 2022, le président de l'ASN, Bernard Doroszczuk, lance une alerte sur la nécessité et sur le déficit d'anticipation de l'évolution du parc nucléaire. Le choix d'arrêter nucléaires, en plus des deux de Fessenheim, comme le prévoyait la loi de programmation pluriannuelle de l'énergie 2019-2028, devra être . La décision devra être prise dans les cinq ans, car il faudra une dizaine d'années ensuite pour pouvoir ajuster le tir.


title: Électricité en France

text: Au premier semestre 2022, la France connaît un « effondrement » de la production électrique nationale. Celui-ci s'explique par des problèmes structurels sur le parc nucléaire sans signe d'amélioration à court terme. Le parc français fait notamment face à des problèmes de corrosions affectant certains réacteurs, qui ont conduit à arrêter 12 d'entre eux, étant arrêtés pour des opérations de maintenance programmées. Exportatrice de nets en 2021, la France devient alors déficitaire de .


title: Électricité en France

text: Le 10 février 2022, le président Emmanuel Macron annonce sa décision de prolonger la durée de vie de tous les réacteurs nucléaires qui le permettent et de construire six EPR 2, auxquels peuvent s'ajouter huit autres dans les années suivantes. Même avec ces mesures, la part du nucléaire dans le mix électrique français devrait baisser de 70 % en 2021 à 40 % à l'horizon 2050. Le président annonce également l'objectif de faire passer la puissance solaire installée de en 2021 à en 2050, et de construire 50 parcs éoliens en mer d'ici à 2050, soit de capacités de production. Par contre, pour l'éolien terrestre, l'objectif de doubler la capacité installée à , fixé initialement pour 2030, ne devra finalement être atteint qu'en 2050, compte tenu des fortes protestations des riverains.


title: Électricité en France

text: Après l'invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022, Emmanuel Macron annonce le un accord franco-allemand de solidarité sur les approvisionnements en gaz et en électricité pour l'hiver. Les connexions gazières seront renforcées d'ici la fin de 2022 et l'Allemagne se prépare à aider la France à répondre à ses pics de consommation électrique.


title: Électricité en France

text: La chaleur dégagée par la fission nucléaire du combustible (uranium, plutonium) est utilisée pour produire de la vapeur d'eau à haute pression, laquelle fait tourner une turbine à vapeur entraînant un générateur électrique.


title: Électricité en France

text: Au , la France compte opérationnels et un réacteur pressurisé europén (EPR) en construction, tous de la filière réacteur à eau pressurisée (REP), répartis dans :


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


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text: Le président Emmanuel Macron a déclaré : , et le compte-rendu du Conseil des ministres du précise que .


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


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


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text: Le président Macron annonce le le programme de fermeture de nucléaires sur 58 d'ici 2035 : les deux réacteurs de Fessenheim en 2020, deux autres, en 2025 et 2026, sous conditions (marges du système électrique, prix et mix de production des pays voisins), puis un par an à partir de 2027 (deux en 2033). La PPE prévoit une croissance de la production d'électricité d'environ 15 % à l'horizon 2028. Le président rappelle que le nucléaire tout en soulignant son engagement de campagne : la réduction à 50 % de la part du nucléaire dans le mix électrique. Il précise : . Les arrêts de réacteurs devraient avoir lieu parmi les plus anciens sites, soit Tricastin (Drôme et Vaucluse), Bugey (Ain), Gravelines (Nord), Dampierre (Loiret), Blayais (Gironde), Cruas (Ardèche), Chinon (Indre-et-Loire) et Saint-Laurent (Loir-et-Cher). Au sujet de l'EPR, il . Le , dans le cadre de la demande gouvernementale de mise en œuvre de la transition énergétique, . Le gouvernement français ne prévoit pas d’indemniser l’exploitant EDF pour le manque à gagner conséquent.


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text: En , le président de la région Normandie Hervé Morin déclare que . La région Hauts-de-France s'est également portée candidate, mais le président d'EDF Jean-Bernard Lévy considère que la centrale de Penly reste le meilleur endroit pour construire les prochains réacteurs EPR.


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


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


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


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text: Dans le rapport "Futurs énergétiques" publié par RTE fin , quatre des six scénarios s'appuient sur la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), qui prévoit la fermeture de d'ici à 2035, réduisant la puissance du parc en service en 2021 de par an en moyenne sur la période 2025-2050. Le scénario de sortie du nucléaire à l'horizon 2050, rejeté par Emmanuel Macron, aurait impliqué d'accélérer nettement le rythme de fermeture des réacteurs, à raison de trois par an à partir de 2030. À l'inverse, le scénario qui comporte la plus grande part de nucléaire prévoit de puissance installée en 2050, contre en 2021, et impliquerait d'abandonner les prévisions de la PPE. Dans ce scénario, la quasi-totalité des fermetures de réacteurs prévues d'ici à 2035 seraient reportées, tant qu'ils respectent les normes de sûreté ; leur durée de vie serait prolongée jusqu'à , voire au-delà pour certains ; il faudrait construire , à raison de deux nouvelles paires tous les trois ans à compter de 2035. Selon RTE, .


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text: La relance du programme nucléaire français est actée par le président de la République le , par l'annonce de la construction de nouveaux réacteurs, sans préciser s'il s'agit d'EPR ou d'. Le , le président annonce sa décision de prolonger la durée de vie de tous les réacteurs nucléaires qui le permettent et de lancer un programme de nouveaux réacteurs, soit six dès que possible et potentiellement huit nouveaux exemplaires dans les années suivantes. Même avec 14 réacteurs EPR supplémentaires et la prolongation de la durée d'exploitation des réacteurs existants au-delà de 50 ans, la part du nucléaire dans le mix électrique français baissera de 70 % en 2021 à 40 % à l'horizon 2050. Un rapport du gouvernement, diffusé le , évalue le coût de construction des six à , dont de provisions pour aléas, mais hors coût du financement du projet. Le coût de l'électricité produite par les sera hautement dépendant du coût du financement : avec un coût du capital de 1 %, le coût du mégawattheure serait d'environ , mais il passerait à avec un cout du capital de 4 %, et à avec un financement à 7 %. Le gouvernement envisage que l'État prenne à sa charge la majorité du financement, pour que les projets bénéficient d'un coût du capital réduit.


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text: En septembre 2022, le ministère de la Transition énergétique présente un projet de loi visant à raccourcir les délais de construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Le texte dispose que . L'objectif est de réduire de quelques mois la partie procédurale et les autorisations, afin qu'elles durent moins de cinq ans, permettant de lancer le premier chantier avant mai 2027.


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text: Le 13 septembre 2022, EDF communique ses prévisions de production à deux ans aux marchés : pour l'année 2024, le groupe prévoit une production nucléaire comprise entre , du fait d'un programme de maintenance très chargé.


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text: Le 27 juillet 2022, l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) annonce avoir validé le programme de contrôle élaboré par EDF pour régler les problèmes de corrosion sous contrainte constatés sur plusieurs réacteurs du parc français : . Ces défauts concernent les réacteurs des paliers P'4 () et N4 (), les plus récents du parc. Il ne devrait pas y avoir de nouveaux réacteurs nucléaires mis à l'arrêt avant l'hiver par rapport au planning d'arrêts déjà publié par EDF. Bien que les paliers P4 et ne semblent pas concernés, EDF prévoit de contrôler l'ensemble de ses réacteurs d'ici 2025 avec un nouveau procédé de contrôle non destructif par ultrasons. Le programme de réparations des réacteurs dont les tuyauteries ont été découpées pour mener les contrôles est engagé : et doivent revenir sur le réseau en novembre, en décembre et en .


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text: Le 19 mai 2022, EDF revoit encore à la baisse sa prévision de production en 2022 : entre . Douze réacteurs sont à l'arrêt pour des découpes de tuyauteries des circuits d'injection d'eau de sécurité. Les investigations se poursuivront jusqu'au début de 2024. Le défaut ne touche que les réacteurs les plus récents (palier N4 et ) et épargne les réacteurs les plus anciens ().


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text: Le 18 février 2022, EDF annonce une nouvelle révision en baisse de sa production nucléaire en 2022 : entre . Pour 2023, la prévision est abaissée à .


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text: En janvier 2022, EDF prévoit pour 2022 une production nucléaire comprise entre , contre 330 à prévus initialement, du fait de la prolongation de la durée d'arrêt de cinq réacteurs du parc nucléaire français ( et 2, et 2, ) après la découverte, fin , d'un phénomène de corrosion sous contrainte observé à proximité des soudures des coudes de la tuyauterie raccordant le système d'injection de sécurité. En 2020, la production nucléaire s'est élevée à ; il faut remonter jusqu'à 1992 pour retrouver une production nucléaire en dessous des . Selon Cédric Lewandowski, directeur du parc nucléaire et thermique d'EDF, . Mais . Selon les pouvoirs publics, . EDF a décidé d'intégrer la recherche de phénomènes de « corrosion sous contrainte » dans l'ensemble de ses programmes de contrôles et d'étendre les recherches de corrosion sous contrainte sur l'ensemble des circuits auxiliaires du circuit primaire.


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text: En 2021, la production nucléaire représente 69 % de la production totale française et progresse de 8 % (+) sur l’année, après un niveau historiquement bas en 2020 ; elle demeure en recul de 5 % par rapport à 2019. La disponibilité des réacteurs a été diminuée par la crise sanitaire qui a engendré des perturbations profondes sur le calendrier des travaux de maintenance. EDF annonce fin septembre des retards sur son planning de maintenance, puis mi-décembre la prolongation ou la mise à l’arrêt des quatre réacteurs des sites de Chooz et Civaux du fait de la découverte de défauts à proximité de soudures dans le circuit d’injection de secours.


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


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


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


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


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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


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


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text: En 2015, le parc nucléaire français totalisait une puissance électrique de et a produit , soit 76,3 % de la production nette d'électricité.


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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Le , l'ASN publie son projet de décision, soumis à la consultation du public, sur la poursuite de leur exploitation pour dix années supplémentaires, moyennant de nouvelles conditions pour EDF : entre autres, les hypothèses de températures prises pour tenir compte du réchauffement climatique devront être renforcées ainsi que les moyens d'alimentation en eau de secours et certains murs en béton afin de faire face au risque ultime de fusion du cœur du réacteur, en cas d'accident très grave. de sont concernés par cette prolongation de 40 à . Selon l'ASN, .


title: Électricité en France

text: Le 25 février 2021, l'ASN publie sa décision finale sur la poursuite de l'exploitation jusqu'à des de . Elle fixe le détail des travaux à effectuer et leur calendrier détaillé jusqu'en 2035.


title: Électricité en France

text: Le 10 février 2022, le président Macron annonce sa décision de prolonger la durée de vie de tous les réacteurs nucléaires qui le permettent au-delà de 50 ans.


title: Électricité en France

text: Auditionné au Sénat le 17 mai 2022, le président de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) Bernard Doroszczuk déclare que le traitement des fissures dues à la corrosion sous contrainte et met en doute la capacité de la filière nucléaire à prolonger la durée de vie des réacteurs nucléaires au-delà de 50 ans : . Selon lui, le scénario de RTE qui prévoit 50 % de production nucléaire en 2050, grâce une prolongation jusqu'à 60 ans de tous les réacteurs et de certains au-delà, .


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Bernard Fontana, président du directoire de Framatome, annonce en , dans le cadre de son programme « Juliette » destiné à assurer dans ses usines, son intention de lancer la production de certains composants des EPR de nouvelle génération dès mi-2021, soit un an et demi avant la date butoir fixée par l'exécutif pour s'engager dans la commande de nouveaux réacteurs. Il estime qu'


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text: Les centrales thermiques à flamme (ou thermiques classiques) utilisent du charbon, du gaz naturel ou des dérivés du pétrole comme combustibles. En 2021, ces centrales ont produit nets, soit 7,4 % de la production nette totale d'électricité en France ; les centrales à gaz ont produit , soit 6,3 % de la production totale, dont dans les centrales à cycle combiné et dans les centrales de cogénération. Les centrales à charbon ont produit (0,7 %) et celles à fioul (0,4 %). La production augmente de 3 % par rapport à 2020 (gaz : −5 % ; charbon : +180 % ; fioul : +12 %). La forte progression de l'utilisation des centrales à charbon est due à l’envolée des prix du gaz au dernier trimestre.


title: Électricité en France

text: La puissance installée du parc thermique fossile s'établissait fin 2021 à , en recul de 3,6 %, dont à charbon (−34,4 % du fait de la fermeture de la centrale thermique du Havre), au fioul et au gaz naturel (+4 %).


title: Électricité en France

text: La baisse de du parc fioul en 2018 correspond à la fermeture du dernier groupe fioul de Cordemais, celle de en 2017 à la fermeture des quatre groupes de Porcheville et d'un groupe de Cordemais.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Contrairement aux centrales nucléaires qui fournissent la production de base, les centrales thermiques à flamme fournissent une production de semi-base ou de pointe. Ainsi, les centrales à charbon fonctionnent entre , celles au fioul de , et les turbines à combustion de quelques dizaines à quelques centaines d'heures par an.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: EDF expérimente l'utilisation de biomasse mélangée au charbon pour abaisser les émissions de à Cordemais.


title: Électricité en France

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


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 à 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. 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: 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: En février 2022, la ministre de la Transition écologique Barbara Pompili lance un appel à manifestation d’intérêt pour relancer le projet de conversion à la biomasse de la centrale à charbon d'EDF de Cordemais en soutenant . EDF envisage de tester dès 2022 une production d'électricité à partir de 20 % de granulés de bois et 80 % de charbon. Le projet Ecocombust a été abandonné pour manque de rentabilité, mais la hausse très importante des prix de l'énergie rend la production d'électricité à partir de granulés aussi compétitive que celle à base de charbon.


title: Électricité en France

text: Le 28 novembre 2022, la centrale à charbon Émile-Huchet, située à Saint-Avold, en Moselle, recommence à produire de l’électricité. Elle devait fermer définitivement en mars 2022, mais en raison de la crise de l’énergie, le gouvernement avait annoncé à la fin de juin sa réouverture temporaire durant l’hiver.


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.


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


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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.


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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.


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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.


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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.


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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.


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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.


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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 .


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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 .


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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.


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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.<br>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 .


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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: La part des énergies renouvelables (EnR) dans la production d’électricité atteint 22,5 % en 2021 () contre 24,2 % en 2020. Cette baisse est due à la forte hausse de la production totale et à la baisse de la production des EnR en raison de conditions météorologiques défavorables pour l’hydraulique (, –5 %) et pour l’éolien (, –7 %), et ce malgré l’augmentation du parc. Les EnR ont couvert 25 % de la consommation électrique en métropole, en baisse de deux points par rapport à 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 pour 2023 de , et l'éolien n'est qu'à alors que l'objectif pour 2023 est de .


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text: En juin 2022, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) alerte sur les conséquences de la hausse des prix de l'acier, du béton, du génie civil, qui augmente de 25 à 30 % les coûts d'investissement des projets d'énergies renouvelables, alors que les tarifs d'achat d'électricité issus des appels d'offres sont fixes. Des parcs de production de plusieurs milliers de mégawatts d'électricité renouvelable, prêts à être construits, sont aujourd'hui remis à plus tard. Dans le solaire, de projets seraient concernés ; dans le biométhane, de capacités de production nouvelles seraient aussi en péril. Le même phénomène est à l’œuvre dans l'éolien. Le gouvernement d'Élisabeth Borne a promis aux acteurs du secteur une loi d'accélération et envisagerait d'ouvrir aux développeurs d'énergies renouvelables, pour quelques mois, l'accès au marché de gros de l'électricité, où les prix se situent entre contre une moyenne d'environ pour les contrats d'achat. Le 28 juillet 2022, la ministre de la Transition énergétique annonce une série de mesures d'urgence : elle autorise les projets de production d'énergie renouvelable électrique sous le régime des compléments de rémunération à vendre leur électricité sur les marchés durant 18 mois avant la prise d'effet de leurs contrats ; la hausse du coût des matériaux sera prise en compte pour tous les futurs projets de production d'énergie renouvelable électrique ; la baisse des tarifs pour les projets photovoltaïques développés sur des bâtiments est gelée pour l'année 2022 ; tous les projets déjà lauréats d'appels d'offres pourront, sans justification, augmenter leur puissance jusqu'à +40 % avant leur achèvement ; de nouveaux appels d'offres photovoltaïques sont lancés ; et un nouveau guichet tarifaire va être mis en œuvre pour le « petit photovoltaïque » (inférieur à ). Le , les zones pour l'implantation du projet de parcs éoliens en Sud Atlantique sont fixées : un projet de sera implanté au large d'Oléron, à plus de des côtes, et pourra être complété ultérieurement d'un second parc d'une puissance équivalente, éventuellement flottant.


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text: La part des énergies renouvelables 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. 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 %.


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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.


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text: Au , la puissance installée des centrales de la filière bioénergie atteint , en progression de 2,9 %. Cette puissance se répartit en (41,2 %) d'usines d'incinération des déchets ménagers, (31,9 %) de centrales utilisant le bois-énergie et les autres biocombustibles solides, (25,3 %) de centrales à biogaz et (1,8 %) 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.


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text: Ces centrales ont produit en 2021, en hausse de 3 %, soit 1,9 % de la production d'électricité du pays ; la part renouvelable de cette production est évaluée à (1,5 %) ; les centrales à biomasse solide (bois) ont produit (+6 %), celles à biogaz (+6 %), les incinérateurs de déchets ménagers (−2 %), 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.


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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: 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: 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.


title: Électricité en France

text: 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 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: 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).


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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.


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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.


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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.


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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.


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text: 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 2021, les émissions de dues à la production d'électricité ont retrouvé leur niveau de 2019, à contre en 2020, du fait de l’augmentation de 3 % du volume d’électricité produit à partir de moyens fossiles, en particulier de celle à base de charbon qui a progressé de par rapport aux niveaux historiquement bas de 2020. Le mix électrique de 2021 est décarboné à 92,2 %, légèrement plus qu'en 2020 (92,1 %) grâce à l'augmentation de la part du nucléaire (69 % contre 67 %) et du solaire (2,7 % contre 2,5 %) et malgré le recul des parts de l'éolien (7,0 % contre 7,9 %) et de l'hydraulique (12,0 % contre 13,1 %). La production d’électricité représentait environ 4,6 % des émissions de gaz à effet de serre en France en 2020, tous secteurs confondus, estimées par le CITEPA à 396 millions de tonnes. L'intensité carbone de la production d'électricité en France est de en 2021 ( en 2020), très inférieure à la moyenne européenne : et à celle de l'Allemagne : en 2020.