title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Une centrale électrique à charbon émet pour une centrale à charbon, tandis qu'une autre à gaz émet t.


title: Électricité en France

text: La directive européenne 96/61/CE du Conseil du (codifiée par la directive 2008/01/CE du ) relative à la prévention et à la réduction intégrées de la pollution, dite "IPPC", vise à prévenir et réduire toutes les pollutions chroniques et risques de pollution chronique émises par européennes estimées les plus polluantes. En France, la directive est transposée dans la législation relative aux installations classées pour la protection de l’environnement (articles L.511-1 et suivants du Code de l'environnement en vigueur depuis le ).


title: Électricité en France

text: Les producteurs d'électricité ont investi des sommes considérables dans la mise aux normes de leurs centrales thermiques ; cependant, la prochaine étape d'abaissement des seuils d'émission de NOx va entraîner la fermeture de la plupart des centrales à charbon françaises.


title: Électricité en France

text: En France, à partir des critères internationalement reconnus, différents types de déchets ont été définis par l'Autorité de sûreté nucléaire, chacun nécessitant une gestion différente :


title: Électricité en France

text: Les déchets de haute activité sous forme chimique solide et stable (généralement des oxydes) dégagent de la chaleur et sont donc entreposés dans des piscines d'eau ou dans des installations ventilées sur les sites de la Hague et de Marcoule.


title: Électricité en France

text: Un processus de séparation sélective, effectué dans l'usine de la Hague, puis de vitrification produit un volume de colis de déchets hautement radioactifs d'environ par an.


title: Électricité en France

text: La France n'a pas encore défini de mode de gestion de long terme pour les déchets à haute activité et à vie longue. La loi Bataille du a organisé les recherches jusqu'en 2006 pour encadrer trois axes de recherche :


title: Électricité en France

text: Le stockage en couche géologique profonde est étudié par l'Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA).


title: Électricité en France

text: La loi du 28 juin 2006 confirme ce rôle de l'ANDRA et lui demande d'étudier la mise en service industriel d'un stockage réversible en couche géologique en 2025 (projet Cigéo).


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Le projet de centre de stockage profond de déchets radioactifs Cigéo est conçu pour stocker les déchets hautement radioactifs et à durée de vie longue produits par l’ensemble des installations nucléaires actuelles, jusqu’à leur démantèlement, et par le traitement des combustibles usés utilisés dans les centrales nucléaires.


title: Électricité en France

text: Ce principe du stockage profond a été retenu par la loi, après 15 ans de recherche et un débat public, comme seule solution sûre à long terme pour gérer ce type de déchets sans en reporter la charge sur les générations futures.


title: Électricité en France

text: Entré en phase pré-industrielle en 2011, le projet Cigéo pourrait accueillir les premiers déchets en 2025 après une série de rendez-vous définis par la loi :


title: Électricité en France

text: Les déchets FMA sont stockés en France sur un site de surface. Ils sont d'abord solidifiés pour éviter la dispersion de la radioactivité, puis enrobés de béton, de résine ou de bitume pour éviter toute possibilité de réaction chimique et bloquer le déchet dans son conteneur. Ils sont finalement placés dans des conteneurs métalliques ou en béton, de bonne résistance mécanique et manipulables sans dispositions particulières de radioprotection.


title: Électricité en France

text: Les déchets TFA, principalement issus du démantèlement, sont compactés et conditionnés en "big-bags" ou en caissons métalliques. Ils sont rangés dans des alvéoles creusés dans l'argile, dont le fond est aménagé pour recueillir d'éventuelles eaux infiltrées pendant toute la durée du stockage.


title: Électricité en France

text: Les coûts de production sont des informations difficilement accessibles, car relevant du secret commercial. Cependant, dans le secteur électrique, fortement réglementé et contrôlé, les organismes de régulation et de contrôle ont accès à ces données et fournissent des informations assez complètes, voire parfois très détaillées ; c'est le cas en particulier pour le nucléaire et les énergies renouvelables.


title: Électricité en France

text: La Cour des Comptes a publié le un rapport très complet, qui fait référence, sur ; en 430 pages, il étudie de façon exhaustive tous les aspects de la question, en étudiant les coûts en 2010 ; parmi les informations les plus importantes, on note :


title: Électricité en France

text: Le rapport insiste beaucoup sur les nombreuses incertitudes qui pèsent sur les estimations de coûts prévisionnels ainsi que sur l'évolution future des coûts, en particulier ceux d'investissement. Il note cependant que les incertitudes sur les coûts de démantèlement et les dépenses de fin de cycle pèsent peu sur le coût global futur du nucléaire, qui dépendra beaucoup plus des décisions stratégiques qui seront prises sur :


title: Électricité en France

text: La Cour des Comptes a publié le , sur demande de l'Assemblée Nationale, un rapport d'actualisation de ses évaluations de 2012 : il en résulte que l'estimation du « coût courant économique » du nucléaire a augmenté de 21 % en trois ans, passant de en 2010 à en 2013 (+16 % en euros constants) ; cette augmentation est presque entièrement due à l’évolution des charges, en particulier des investissements de maintenance, qui représente plus de la moitié de l'augmentation totale ; les autres charges ont augmenté d'environ 10 %, soit +5 % en euros constants ; le programme dit de « grand carénage » d'EDF prévoit de mener pour 55 milliards d'euros de travaux de maintenance et de modernisation de ses 58 réacteurs nucléaires, d'ici 2025, pour améliorer leur sûreté et pouvoir prolonger leur durée de vie au-delà des 40 ans initialement prévus. La Cour insiste sur sa recommandation au gouvernement de prendre position sur le prolongement de la durée d'exploitation des réacteurs au-delà de quarante ans, car l'évolution future du coût du nucléaire dépendra avant tout de ce facteur, alors qu'aux États-Unis 73 réacteurs ont déjà reçu l'autorisation d'aller jusqu'à soixante ans.


title: Électricité en France

text: Un autre rapport de la Cour des Comptes, publié en pour examiner les suites données aux recommandations sur la CSPE de son rapport public annuel de 2011, fournit un panorama très complet des coûts de ces énergies (du moins, indirectement à travers les prix auxquels les opérateurs - EDF en particulier - sont légalement obligés de les acheter - à comparer aux prix du marché de gros, qui fluctuent aux alentours de , autrement dit 5 c/kWh) :


title: Électricité en France

text: Le graphique ci-joint présente l'évolution des tarifs d'achat du solaire photovoltaïque depuis le 2011 : en 2 ans et demi, le tarif particuliers (<, intégration au bâti) a baissé de 37,3 % et celui qui s'applique aux installations à intégration simplifiée au bâti, hors résidentiel (<) de 52,1 %.


title: Électricité en France

text: D'après une étude de 2015 de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), la production des énergies renouvelables dans l'Hexagone pourrait potentiellement atteindre par an, toutes filières vertes confondues (éolien, solaire, biomasse, géothermie, hydraulique, énergies marines), soit trois fois la demande annuelle d'électricité prévue au milieu du siècle : ; un choix énergétique avec 100 % d'énergies renouvelables serait à peine plus coûteux qu'une combinaison avec 50 % de nucléaire et 40 % de renouvelable. Damien Siess, directeur adjoint à la production et aux énergies durables de l'Ademe, déclare au "Monde" que Le délégué général de l'Union française de l'électricité, Jean-François Raux, juge que l'étude n'est pas mal faite, mais que ce scénario .


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Les coûts moyens d'achat ci-dessus intègrent l'ensemble des contrats signés depuis la création du système ; ils sont donc différents des tarifs appliqués aux nouvelles installations, en particulier pour le photovoltaïque, dont les tarifs baissent : au 2013, le tarif d'achat est de () pour une installation intégrée au bâti.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Le prix moyen toutes taxes comprises de l'électricité en France pour les ménages consommant entre et au premier semestre 2014, tiré de la base de données d'Eurostat, était de ; la CSPE de , soit , en vigueur en 2014 représentait donc 10,4 % de la facture moyenne, et les relatifs au photovoltaïque représentent 6,3 % de la facture ; en 2015, la CSPE de représentera environ 11,8 % de la facture moyenne ; selon la CRE, la CSPE représentera en moyenne, pour l'ensemble des ménages, 15 % de la facture d'électricité en 2015, etla part des énergies renouvelables dans la CSPE 2015 sera de .


title: Électricité en France

text: En Allemagne, où l'EEG-Umlage, équivalent de la CSPE (mais consacrée uniquement au financement du surcoût des EnR) atteint depuis le , ce qui représente un coût de d'euros par an pour les consommateurs d'électricité, les négociations pour la formation d'un gouvernement d'union CDU-SPD s'orientent vers une révision en baisse des objectifs de production d'éolien offshore pour 2020 à au lieu de , et vers une réduction des aides à l'éolien terrestre et aux autres énergies renouvelables, qui seront réorientées vers un système de primes qui remplacerait le système actuel de prix d'achat garanti : les producteurs de ces énergies vendront leur électricité sur le marché et recevront une prime au kilowatt-heure ; la chancelière Angela Merkel a déclaré : .


title: Électricité en France

text: Le commissaire européen à la Concurrence Joaquin Almunia a présenté le un projet de "nouvelles lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l'environnement et de l'énergie " destiné à mettre fin progressivement au régime dérogatoire à la règle de la libre concurrence qui interdit les aides d'état, dont bénéficiaient les énergies renouvelables afin de favoriser leur montée en puissance ; la Commission estime que ce système a fait son temps, a rempli son objectif puisque les énergies renouvelables assurent désormais 14 % de l'approvisionnement énergétique européen, et a provoqué des "bulles" et des abus, notamment du fait des tarifs garantis pour le photovoltaïque. Elle propose donc pour la période 2014-2020 :


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: L'électricité ne se stocke pas en tant que telle, et les dispositifs de stockage indirects existants (batteries, STEP) sont coûteux ou peu performants ; il est donc nécessaire d'équilibrer en permanence, en temps réel, l'offre et la demande : les groupes de production doivent à chaque instant adapter leur production à la puissance appelée par les consommateurs.


title: Électricité en France

text: L'entité responsable de cet équilibrage, fonction tout à fait essentielle pour le système, est RTE, en particulier à travers le Centre national d'exploitation système (CNES ou « dispatching » national).


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Les graphiques ci-contre donnent des exemples réels de placement sur courbe de charge : un mardi et un dimanche ; le choix s'est porté sur des jours froids (hiver), de façon que tous les moyens de production se voient bien sur les graphiques ; sur un jour plus moyen, il serait beaucoup moins fait appel aux centrales charbon, fioul et gaz, surtout le dimanche. La production totale ne couvre pas seulement la consommation finale française, mais aussi les exportations et le pompage (figurés par des hachures et des quadrillages) ; on note que le pompage, limité aux heures creuses en semaine, s'étend à la plus grande partie de la journée le dimanche.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: En 2021, le parc de stockage par batteries atteint dont sur le réseau de transport (RTE). Les batteries stationnaires installées en France participent essentiellement à la fourniture de certaines réserves de court terme, notamment la réserve primaire. Les scénarios du rapport "Futurs énergétiques 2050" de RTE prévoient plusieurs dizaines de gigawatts de batteries installées à l’horizon 2050 et l'utilisation de l’hydrogène produit par électrolyse ou du méthane de synthèse en tant que stockage d’énergie pour fournir de la flexibilité au système sur des échéances au-delà de la semaine ; dans le scénario sans nouveau nucléaire, de nouvelles capacités thermiques alimentées par ces combustibles décarbonés seraient nécessaires pour assurer la sécurité d’approvisionnement.


title: Électricité en France

text: L'expérimentation RINGO, dont la mise en service est prévue de juin 2021 à juin 2022 (selon les sites) consiste à piloter automatiquement un réseau de batteries pour stocker localement les excédents de production du parc éolien de Bellac (Haute-Vienne) : le parc a une capacité maximale de alors que la ligne qui évacue sa production a une capacité maximale de ; la batterie de Bellac, d'une capacité de , peut stocker les excédentaires pendant les pics de vent. Simultanément, deux autres batteries situées en Vingeanne (Côte d’Or) et à Ventavon (Hautes-Alpes), proches de parcs éoliens et solaires, déchargent leur électricité sur le réseau pour compenser. Le système s’appuie sur des données numériques reçues en temps réel à partir des sites de productions renouvelables et sur l’état du réseau ; un algorithme national prépare les séquences de stockage/déstockage par anticipation et un automate local pilote en temps réel.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Les modalités de ces effacements ont été progressivement diversifiées et étendues à tous les segments de marché ; des dispositifs d'échange de ces effacements sur les marchés ont été mis en place en 2014 via le mécanisme NEBEF (notification d’échange de blocs d’effacement). En 2021, le volume moyen d’offres d’effacement déposées sur le mécanisme d’ajustement s’élève à contre en 2020 et en 2018 ; le volume total d’effacement réalisé sur le mécanisme d’ajustement s’établit à , à son plus haut niveau depuis 2018, et les effacements sur NEBEF à , près de cinq fois plus qu'en 2020. La rémunération des effacements NEBEF varie notamment en fonction de l’évolution des prix spot, dont l'augmentation fulgurante au cours de l’année 2021 a favorisé le recours à ce mécanisme, en particulier en décembre ().


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: La plateforme en ligne Écowatt, créée en 2020 par RTE, informe les consommateurs en temps réel, et jusqu'à trois jours à l'avance, sur la situation du système électrique ; les volontaires peuvent recevoir un SMS d'alerte en cas de risque de coupure. RTE compte sur cette « météo de l'électricité » pour susciter des effacements volontaires pendant les périodes les plus tendues. Au 4 décembre 2022, RTE déclare avoir décompté de l'application.


title: Électricité en France

text: La mise en place d’une « obligation de capacité » à compter de 2017, prévue par la loi NOME, vise à sécuriser l’alimentation électrique française lors des périodes de très forte consommation : elle impose aux fournisseurs d'électricité une obligation de contribuer à la sécurité d’alimentation en fonction de la consommation en puissance à la pointe ; le mécanisme de capacité permet également de valoriser la disponibilité de l’offre au travers de certificats de capacité. La Commission européenne a approuvé sous conditions, le , la mise en œuvre du mécanisme de capacité français ; les nouvelles règles du mécanisme ont été approuvées le par la ministre chargée de l’énergie et la Commission de régulation de l'énergie pour application dès 2017. Les capacités certifiées totalisent pour 2021 et pour 2022 et pour 2023, dont de capacités d'interconnexion certifiées par RTE pour 2021 et pour 2022. Le prix de référence marché a progressé de pour 2018 à pour 2019, pour 2020, pour 2021 et .


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Au 31 décembre 2021, le réseau de RTE atteignait de circuits, le plus vaste réseau européen. Au cours de l'année 2021, de lignes neuves ou renouvelées ont été mises en service et ont été retirées du service ; le réseau souterrain est passé de à et le réseau aérien de à ; le réseau en 63/90 kV est souterrain à 9 % (plus de 90 % des nouvelles lignes sont souterraines), celui en à 6 %, celui à dans une proportion négligeable.


title: Électricité en France

text: Les principaux investissements de 2021 () ont porté sur la poursuite des travaux de raccordement d’éolien offshore (Saint Nazaire, Fécamp et Saint-Brieuc), de l’interconnexion à courant continu entre la France et l’Italie « Savoie – Piémont » et la montée en puissance de ceux concernant la mise en souterrain des liaisons Seine – Plessis Gassot en vue des JO de Paris 2024. Les principales mises en service de l'année sont celles de l’interconnection France-Angleterre « IFA2 » et des liaisons Avelin-Gavrelle, ainsi que le raccordement de la centrale à gaz de Landivisiau. Le projet de programme d’investissement 2022 envoyé par RTE au régulateur s’élève à , dont les principaux chantiers sont la poursuite des projets de raccordement des parcs éoliens offshore posés et flottants, ainsi que la finalisation de l’interconnexion Savoie-Piémont. Des investissements d'environ seront consacrés d'ici 2035 pour raccorder près de de parcs éoliens en mer, dont celui de Saint-Nazaire () en 2022, ceux de Saint-Brieuc (), Fécamp () et Faraman (flottant ; ) en 2023, ceux de Leucate (flottant ; ), Courseulles-sur-mer () et Gruissan (flottant ; ) en 2024 et ceux de Dieppe () et Yeu-Noirmoutier () en 2025.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: RTE a publié un rapport sur le raccordement des hydroliennes : il souligne la rareté des points d'atterrage envisageables pour les câbles de ces raccordements, la quasi-totalité du littoral concerné étant en zones de grande sensibilité environnementale (zones Natura 2000, sites classés, réserves naturelles...) ; le raccordement en mer représentera un défi technique dans des zones de forts courants marins (le raz Blanchard est le troisième courant de renverse le plus fort au monde) ; le réseau terrestre existant présente une capacité d’accueil de l’ordre de , mais devra être renforcé au regard du gisement total actuellement estimé, ce qui impliquera des délais importants.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: La consommation brute d'électricité en France métropolitaine s'est élevée à en 2021, en hausse de 5,1 % par rapport à 2020, à cause de la reprise économique et de températures globalement plus fraîches qu'en 2020, année la plus chaude depuis 1900. Après correction des effets température et calendrier, la consommation est de en 2021, en augmentation de 1,7 %, après la forte baisse de 3,5 % causée en 2020 par la pandémie de Covid-19, qui a continué à réduire la consommation jusqu'en par rapport à la moyenne des années précédentes.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Selon RTE, la répartition sectorielle de la consommation d’électricité en 2021 n’a pas été affectée par la crise sanitaire et reste comparable à celles de 2020 et 2019 : résidentiel 37,6 %, entreprises et professionnels 46,3 %, grande industrie 16,1 %. La consommation des clients raccordés aux réseaux de distribution (PMI/PME, professionnels et particuliers) a progressé de près de 5 % par rapport à 2020, pour se rapprocher des niveaux d’avant-crise. La consommation de la grande industrie a connu une augmentation de près de 8 % par rapport à 2020, pour atteindre , encore en retrait de près de -4 % des de 2019 ; la reprise de l'activité est très marquée dans la sidérurgie (+20 %) et les transport ferroviaires (+14 %). D'autres secteurs sont restés en retrait, comme la construction automobile, pénalisée par les pénuries de composants liées au contexte sanitaire, aux tensions sur le commerce international et aux aléas climatiques.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: La croissance de la consommation d'électricité entraîne aussi une croissance spécifique des pointes de consommation, observées en général en hiver vers . Cette pointe nécessite la mise en œuvre de moyens de production adaptés afin de répondre à la demande instantanée. La France a consommé pour la première fois une puissance supérieure à les 6 et . La pointe de consommation de 2021, à le , est dans la moyenne des années ; la pointe estivale est à le .


title: Électricité en France

text: La consommation est particulièrement sensible au froid : en hiver, la consommation augmente de par degré de baisse de température ; la thermosensibilité hivernale est associée au chauffage électrique qui se répartit à 70 % pour les logements et 30 % pour le tertiaire ; en 2013, un peu plus d'un tiers des logements français étaient chauffés à l'électricité, soit de logements environ. Ainsi, RTE estime à l'augmentation de la consommation d'électricité en Europe lorsque la température baisse de en hiver. La France représente près de la moitié de cette augmentation, avec une hausse de consommation électrique de par degré Celsius en moins (contre pour la Grande-Bretagne, pour l'Allemagne et pour l'Italie). RTE précise : . La part du chauffage électrique dans les logements résidentiels neufs a chuté de 73 % en 2008 à 29 % en 2015, dont 20 % de pompes à chaleur et 9 % de chauffage électrique par effet Joule.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: La participation de l'éclairage à la pointe de consommation devrait décroître fortement grâce au remplacement des ampoules halogènes par des ampoules plus performantes. Dans le secteur tertiaire, l'éclairage est le de consommation, représentant 17 % de la consommation, soit ; les progrès sont attendus de la diffusion des technologies émergentes (LED, fluorescence) et de systèmes performants de gestion (détection de présence, variation d'intensité lumineuse en fonction de la lumière naturelle) ; selon l'ADEME, les gisements d'économie d'énergie sont considérables : jusqu'à 77 % en milieu scolaire ; des réglementations mises en place en 2012-2013 pour limiter l'éclairage nocturne des bâtiments, publicités et enseignes vont réduire les consommations.


title: Électricité en France

text: Des potentiels d'économies considérables ont été identifiés dans le froid alimentaire : fermeture des meubles frigorifiques de vente dans la distribution, isolation ; les économies d'énergie pourraient atteindre .


title: Électricité en France

text: La directive européenne sur l'éco-conception et celle sur l'étiquetage énergétique apportent des progrès substantiels : la consommation des appareils de froid domestique a baissé de plus de 50 % entre 1993 et 2009. Le règlement sur les moteurs électriques industriels de pourrait engendrer des économies de d'ici à 2020 en Europe ; au total, les directives sur l'efficacité énergétique pourraient diminuer les consommations européennes de 13 % d'ici 2020, soit plus de ; RTE estime entre 16 et 22 % les économies dues à l'efficacité énergétique de 2013 à 2030.


title: Électricité en France

text: Les transferts entre énergies pour les usages thermiques dans le bâtiment favorisent l'électricité, à la fois grâce aux évolutions technologiques (pompes à chaleur, micro-ondes, induction) et du fait des évolutions des prix : depuis 2000, pour les clients particuliers, le prix de l'électricité a augmenté de 40 % alors que ceux du gaz et du fioul ont plus que doublé ; de nouveaux usages de confort et de loisir consommateurs d'électricité se sont fortement développés ; de même, dans le tertiaire, la progression rapide des usages électriques : technologies de l'information et de la communication, systèmes de surveillance et de sécurité, appareils de santé, centres de traitement et de stockage de données.


title: Électricité en France

text: Le développement des véhicules électriques et hybrides rechargeables pourrait avoir des profils très différents selon les hypothèses envisagées : leur part dans le parc automobile français en 2030 pourrait varier entre 3 % et 16 %. L'impact en puissance de la charge de ces véhicules représente un enjeu majeur pour la sûreté du système électrique ; le "Livre vert sur les infrastructures de recharge des véhicules électriques" recommande de privilégier les recharges lentes () pour les places de stationnement où les véhicules stationnent plus de 90 % du temps ; . Un enjeux très important consiste à déplacer le rechargement en dehors des pics de consommation par des signaux tarifaires, afin d'éviter le biais naturel qui porterait les automobilistes à lancer la charge de leur véhicule dès leur retour à domicile, c'est-à-dire en pleine heure de pointe.


title: Électricité en France

text: Au total, les transferts d'usages et les nouveaux usages d'ici à 2030 sont estimés par RTE entre 4 et 9 % de la consommation de 2013.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: L'Union européenne a entrepris la construction du Marché européen de l'énergie dont le marché européen de l'électricité constitue une composante majeure ; les principales étapes de cette construction ont été :


title: Électricité en France

text: L'organisation ENTSO-E (), issue de la fusion de six associations régionales préexistantes, regroupe l'ensemble des opérateurs de systèmes de transport d'électricité de l'Union européenne et d'autres pays qui lui sont connectés ( de ) ; la réglementation sur les échanges transfrontaliers d'électricité établie par le « Paquet Énergie » voté par le Parlement Européen et mise en application depuis charge ENTSO-E de promouvoir l'achèvement et le fonctionnement du marché intérieur de l'électricité et du commerce transfrontalier et d'assurer la gestion optimale, la coordination et une saine évolution technique du réseau de transport d'électricité européen. Elle publie chaque année un recueil statistique et divers rapports de prospective sur le développement des réseaux européens.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Un épisode exceptionnel de prix spot négatifs s'est produit le dimanche : la combinaison d'une demande faible et d'un excédent de production de sources peu flexibles (nucléaire français entre 5 et du matin, éolien et solaire allemands entre 13 et , qui ont représenté près de 60 % de la production allemande sur cette plage horaire) a fait chuter les prix à en moyenne sur la journée, et même à entre 5 et du matin et entre 14 et . Depuis, ce phénomène s'est développé du fait de l'accroissement de la capacité installée éolienne : en 2020, l'Allemagne a connu près de 300 heures à prix négatifs et la France 102 heures. En 2021, La France a encore connu 64 heures à prix négatifs. Dès que la production éolienne est abondante, l’effet à la baisse sur les prix est immédiat sur une zone plus ou moins étendue selon l’intensité de l’épisode ; les prix allemands, également très volatils, évoluent fortement à la baisse lorsque la production éolienne est abondante.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) prévoit un doublement de la capacité d’interconnexion de la France en 15 ans, passant d’une quinzaine de gigawatts en 2020 à une trentaine de gigawatts à l’horizon 2035. Les projets d’interconnexion ont été classés en trois paquets cohérents : le « paquet 0 » consiste à mener à bien les trois projets en cours (deux avec le Royaume-Uni, IFA2 et Eleclink, et un avec l’Italie, Savoie-Piémont) ; le « paquet 1 » rassemble toutes les interconnexions qui apparaissent « sans regret », c’est-à-dire dont la justification est acquise dans tous les scénarios d’évolution de mix énergétique (renforcement engagé avec l’Espagne via la ligne Golfe de Gascogne, renforcements avec l’Allemagne et la Belgique, peu coûteux par rapport aux bénéfices qu’ils apportent) ; le « paquet 2 » regroupe les autres projets, suspendus à des conditions politiques (suites du Brexit), économiques (montant des subventions européennes, évolution des paysages énergétiques) ou techniques. Depuis la publication du SDDR, les travaux de plusieurs projets du paquet 1 ont débuté et les incertitudes associées au projet Celtic ont été levées avec l’octroi d’une subvention européenne : les régulateurs français et irlandais ont ainsi pu convenir en octobre 2019 d’une répartition transfrontalière des coûts du projet.


title: Électricité en France

text: L'interconnexion France-Espagne par l’est des Pyrénées entre Baixas (près de Perpignan) et Santa Llogaia d'Àlguema (près de Figueras), liaison en courant continu de sur entièrement souterraine (), décidée lors du sommet franco-espagnol de Saragosse le , a été mise en service en 2015, après la fin des essais en cours depuis la fin 2014, permettant de porter la capacité physique d’export depuis la France vers l’Espagne de . Son coût de est financé en partie () par l'Union européenne. L'inauguration de l'interconnexion en préparait la mise en service commerciale en ; les interconnexions existantes étaient saturées les deux tiers du temps entre les deux pays, surtout dans le sens de la France vers l’Espagne. EDF table, grâce à ce nouveau débouché, sur quelques dizaines de millions d'euros de marge supplémentaire par an car, en moyenne, les prix spot sont nettement plus élevés en Espagne ( en 2014) qu'en France (). L'Espagne bénéficie en revanche de prix plus bas dans les périodes où ses quelque de capacités installées dans le solaire et l'éolien tournent à plein.


title: Électricité en France

text: La Commission européenne a annoncé le le déblocage de d'euros pour soutenir le projet d'interconnexion électrique sous-marine entre la France et l'Espagne dans le golfe de Gascogne, qu'elle juge « hautement prioritaire ».


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Le projet Golfe de Gascogne est prévu pour une mise en service en 2027 ; cette liaison portera les capacités d’échanges d’électricité entre la France et l’Espagne à près de . Les autorisations administratives, préalables au lancement des approvisionnements et des travaux, sont attendues pour mi-2023.


title: Électricité en France

text: Le projet de nouvelle liaison avec l'Italie, dit « projet Savoie-Piémont », est en construction par RTE et son homologue italien Terna ; cette liaison souterraine de en courant continu augmentera la capacité d’interconnexion France-Italie de . Les travaux en France ont débuté en 2014. Par ses côté français, cette ligne électrique souterraine s’intègre aux infrastructures routières existantes ; elle emprunte le tube du tunnel routier du Fréjus sur ; la mise en service est prévue courant 2022.


title: Électricité en France

text: RTE et son homologue britannique travaillent sur un projet de nouvelle interconnexion entre la France et l’Angleterre, la liaison IFA 2000 inaugurée en 1986 de s'avérant aujourd'hui insuffisante.


title: Électricité en France

text: La liaison IFA-2, également sous-marine, mise en service le 22 janvier 2021, relie Bellengreville en Seine-Maritime à la côte sud de l'Angleterre, à Fareham, à hauteur de l'île de Wight ; longue de avec une puissance de en courant continu.


title: Électricité en France

text: Le chantier d'une nouvelle liaison de en courant continu a été lancé en par Getlink (ex-Eurotunnel). Les de câbles sont posés dans le tunnel sous la Manche ; ils appartiennent à la société Eleclink, filiale à 100 % de Getlink, qui prélève un péage sur l'électricité transportée. Les premiers tests de transmission d'électricité par le câble ont commencé dans la nuit du 31 août au . La mise en service commerciale a été réalisée le .


title: Électricité en France

text: Par ailleurs, le projet FAB Link d'une interconnexion de passant par l'île d'Aurigny a été approuvé en par le régulateur britannique Ofgem. Ses promoteurs ont toutefois décidé en 2020 de le reporter. Ofgem a révisé le projet et informé FAB Link Ltd en que son projet reste dans l'intérêt des consommateurs britanniques.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Les gestionnaires de réseaux de transport français et irlandais, Réseau de transport d'électricité (RTE) et EirGrid respectivement, ont signé le un accord avec la Commission européenne : ils recevront une subvention de d'euros pour le projet Celtic Interconnector, dont le coût total est évalué à d'euros. Les travaux devraient démarrer en 2023. Le câble sous-marin, d'une longueur de entre Cork et Landerneau, aura une capacité de . L’enquête publique du projet Celtic Interconnector s’est terminée le 11 janvier 2022. La mise en service est prévue fin 2026.


title: Électricité en France

text: RTE et Elia, son homologue belge, ont décidé conjointement de renforcer l’interconnexion entre Avelin, au sud de l’agglomération lilloise, et Avelgem, près de Tournai en Belgique, une des cinq interconnexions entre la France et la Belgique et une artère maîtresse des transits d’électricité européens, en équipant les lignes existantes de nouveaux câbles, innovants et plus performants. Le renforcement de cette ligne permet de sécuriser l’approvisionnement en électricité des deux pays en augmentant la capacité de transport d’électricité de environ par paire de câbles. Les travaux de renforcement des pylônes et des fondations ont commencé en octobre 2018 et le remplacement des conducteurs électriques en août 2021.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: En 2021, la France est restée le pays le plus exportateur d’Europe, par un solde de maintenu à un niveau quasiment identique à celui de 2020, en recul de près de par rapport à 2019. L'année 2021 est caractérisée par une forte volatilité des flux : les volumes d’exports ont été au plus haut depuis 2017 tandis que les volumes d’importation ont atteint , en hausse de 27 % par rapport à 2020 et de 55 % par rapport à 2019, leur plus haut niveau depuis dix ans. L’année 2021 a compté 78 journées avec un solde journalier importateur, soit 35 journées de plus qu’en 2020. Pour la première fois depuis l’hiver 2016/2017, le solde des échanges a été importateur en novembre et en décembre, qui ont affiché respectivement 23 et 25 journées importatrices, dont trois journées où la France a été importatrice sur toutes ses frontières.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Le solde avec la région CWE, après avoir été importateur en 2016 et 2017,est redevenu exportateur en 2018, du fait d'une meilleure disponibilité du parc nucléaire français, d'une production hydraulique française abondante ainsi que des nombreuses indisponibilités des centrales nucléaires belges en fin d’année. En 2019, le solde reste exportateur, mais recule du fait d'une meilleure disponibilité des centrales nucléaires belges. Les exports sont particulièrement importants en mai () et en juin () ; en revanche, le solde est importateur les mois d’hiver ( en janvier), la France étant plus thermosensible que ses voisins.


title: Électricité en France

text: À partir de 2015, il n'est plus possible de distinguer les échanges France-Belgique de ceux avec l'Allemagne, intégrés dans la « région CWE » ("Central West Europe" : France, Allemagne, Belgique, Pays-Bas, Luxembourg) où le couplage fonctionne depuis le avec la méthode « flow-based » qui prend en compte les capacités physiques réelles du réseau et non plus des limites contractuelles frontière par frontière.


title: Électricité en France

text: NB : le tableau ci-dessus omet, pour simplifier, les échanges avec le Luxembourg ( d'exportations) et avec Andorre ( d'exportations).


title: Électricité en France

text: En 2011, du fait de la décision du gouvernement allemand d'arrêter 7 réacteurs nucléaires à mi-mars, après la catastrophe de Fukushima, les échanges avec l'Allemagne sont redevenus largement exportateurs : alors qu'ils étaient encore importateurs de sur le , ils ont été exportateurs de sur le reste de l'année.


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Depuis 1981, la production française d'électricité est supérieure à la demande intérieure et la France est exportatrice nette d'électricité : en 2015, son solde exportateur contractuel atteint , ce qui en fait le pays le plus exportateur de l'Europe de l'Ouest. Avec d'exports pour seulement d'imports, le solde des échanges reste très exportateur, et ce tous les mois de l'année. La France n'a été importatrice nette que pendant 38 heures réparties sur 10 journées, mais n'a jamais été importatrice nette sur une journée entière, alors qu'en 2009 les journées comportant des heures importatrices étaient au nombre de 170, dont 60 journées globalement importatrices. Un pic historique a été atteint le de 6 h à 7 h, avec un solde exportateur de dépassant de le précédent record atteint en , qui a été dépassé pendant plus de 48 heures depuis la mise en service de la nouvelle interconnexion avec l'Espagne et la mise en œuvre de la méthode « flow-based ».


title: Électricité en France

text: En 2017, le solde exportateur des échanges subi un nouveau recul : c'est le plus bas depuis 2010, avec d'exports pour d'imports, donc de solde exportateur ; le solde a même été importateur de en janvier, permettant au pays de surmonter la période de grand froid, et de en novembre, la cause de cette chute étant la série d'arrêts de réacteurs pour contrôle imposée par l'Autorité de sûreté nucléaire ; par contre, un nouveau record de solde exportateur a été atteint le à .


title: Électricité en France

text: En 2018, la France redevient le premier pays exportateur d’Europe avec un solde exportateur de ; le volume d’import est , et celui d’export de ; le solde des échanges est positif tous les mois, et s’élève à en mai, au plus haut depuis le mois de ; la progression des exports est liée à une hausse du prix français plus modérée que celle de ses voisins. La ligne Baixas – Santa Llogaia (France-Espagne), mise en service en , a plus que doublé les capacités d'échanges, qui ont atteint en moyenne en export et en import en 2018 ; malgré ces capacités accrues, les échanges France-Espagne sont encore saturés 75 % du temps, contre 87 % en 2015, avant l'arrivée de cette ligne.


title: Électricité en France

text: En 2021, une crise énergétique a affecté l'Europe au second semestre. Les prix des énergies fossiles ont subi une hausse généralisée, ainsi que les marchés de l’électricité européens. La reprise économique mondiale a augmenté la demande d’énergie sans être accompagnée d’une augmentation similaire de l’offre, la remise en place des chaînes d’approvisionnement et de logistique ayant tardé. D’autre part, la situation a été rendue plus sensible par des stocks (gaziers, hydrauliques) faibles à l’issue de l’hiver 2020-2021, long et froid, et par des facteurs géopolitiques. Enfin, la production plus faible des énergies bas-carbone, en Europe (éolien) et en France (moindre disponibilité du parc nucléaire) a accru le recours aux centrales thermiques fossiles.


title: Électricité en France

text: La hausse des prix de gros est générale sur les bourses de l'électricité européennes : en France, les prix passent de en 2020 à en 2021, en Allemagne de à , au Royaume-Uni de à , en Italie de à . Les écarts de prix entre pays se sont frortement accrus, les pays les plus dépendants du gaz (Royaume-Uni, Italie) étant défavorisés par rapport à ceux qui ont pu recourir à leurs centrales à charbon (Allemagne). La France a connu une envolée des prix spot à partir de septembre, ces prix reflétant en général le coût de production des centrales marginales, c’est à dire la dernière centrale appelée, le plus souvent des centrales au gaz ; un record historique a été atteint à dans la semaine du . Mais simultanément, les épisodes de prix négatifs tendent à être de plus en plus nombreux dès que la production éolienne est abondante : en France, le prix spot français est devenu négatif pendant en 2021 contre 27 en 2019 ; ce phénomène est encore plus prononcé en Allemagne.


title: Électricité en France

text: Les 198 responsables d'équilibre procèdent à tous types de transactions commerciales sur le marché de l’électricité à des échéances allant de plusieurs années à l’avance jusqu’au quasi-temps réel. La flexibilité offerte par ce dispositif permet aux acteurs de réagir aux différents aléas et de faire face aux incertitudes. En 2021, 155 d'entre eux ont été actifs ; le volume de leurs transactions a baissé par rapport à 2020 : les opérations de gré à gré (Programmes d’Échange de Blocs ou PEB) baissent de 11,4 % ; les transactions sur le marché boursier journalier et infra-journalier augmentent de 2,4 %, atteignant en 2020 ; la demande d'ARENH atteint un volume de et dépasse pour la troisième fois consécutive le plafond fixé à .


title: Électricité en France

text: En 2020, le prix spot moyen du marché de gros français est tombé à , en baisse de 18 % par rapport à 2019 (), au plus bas depuis 2004. Cette baisse, générale dans toute l'Europe, s’explique par la réduction importante de la demande électrique due à la pandémie de Covid-19, par des températures supérieures aux normales de saison en début d’année, et par la chute des prix des combustibles, en particulier du gaz naturel. Les prix ont fortement chuté de mars à mai, pendant le confinement, avec une moyenne hebdomadaire touchant un minimum à en avril et des épisodes de prix négatifs sur horaires ; le prix français descend jusqu’à le lundi , jour où la consommation est faible (lundi de Pâques) et les productions éolienne et solaire importantes en Europe. En Allemagne, les pas horaires avec des prix négatifs ont également augmenté à près de 300. À l'inverse, des niveaux de prix très élevés sont atteints en septembre, du fait d'une faible disponibilité du parc nucléaire due à la maintenance prolongée de plusieurs réacteurs nucléaires du fait de la pandémie et à des contraintes environnementales (débit des rivières trop faible) puis en décembre, à cause de la hausse de la consommation causée par les températures inférieures aux normales de saison. De plus, au cours de ces deux mois, des périodes anticycloniques réduisent fortement la production éolienne en Europe certains jours et entrainent l’apparition de pics de prix : le prix français devient supérieur à sur horaires et atteint jusqu’à le lundi à .


title: Électricité en France

text: En 2019, le prix spot moyen du marché de gros français est retombé à contre en 2018 ; c'est son niveau le plus bas depuis 2016. Cette baisse s'observe dans toute l’Europe, à la suite du recul important des cours des combustibles (charbon et surtout gaz) et des températures assez douces en début et en fin d’année en France, qui réduisent les pics de prix sont en nombre et en intensité. Le prix le plus élevé a été atteint le , dépassant pendant sept heures et culminant à . À l'inverse, des prix négatifs ont été constatés sur horaires, descendant jusqu'à le samedi , pendant le week-end de Pentecôte, où la consommation était faible, alors que la production éolienne était importante avec l’arrivée de la tempête Miguel. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs augmente également en Allemagne : 211 contre 134 en 2018.


title: Électricité en France

text: Le prix du certificat d’émission de est en forte augmentation depuis 2018 : de au , il est passé à au , puis à au . En 2022, il atteint les en février et août, puis redescend en dessous de en octobre. Le charbon étant le combustible le plus émetteur ( pour les groupes charbon contre 0,352 à pour les différentes technologies de production gaz), cette évolution a drastiquement fait augmenter les coûts variables des centrales à charbon. Simultanément, le prix du gaz a baissé plus fortement (de début 2018 à fin 2019) que ceux du charbon (de au à fin 2019). Finalement, il en résulte une plus forte compétitivité du gaz.


title: Électricité en France

text: En 2018, le prix spot en France est remonté à , contre en 2017. La hausse du prix français est plus modérée que celle des pays voisins, sauf l’Espagne. Les prix restent très volatils : l’Allemagne connait de nombreux épisodes de prix négatifs, lors des creux de consommation (nuit, jour férié, week-end), en raison de capacités de production difficilement modulables ou fatales (éolien, solaire) ; les prix sont passés en dessous de zéro sur près de horaires. Ces prix négatifs se sont propagés en France sur onze pas horaires dans l’année, dont sept dans la journée du , où le prix a baissé jusqu'à . "A contrario", des prix très élevés ont été observés en février et en novembre, où le prix français a dépassé au cours de quatre journées, atteignant un pic de .


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: Le graphique ci-dessus permet de constater que les consommateurs domestiques (résidentiels) français bénéficient de prix parmi les plus bas d'Europe : hors taxes, largement inférieurs (de 25 %) à la moyenne de l'Union européenne : ; seules la Roumanie et la Bulgarie ont des prix encore plus bas ; l'Allemagne a un prix largement supérieur à la moyenne : (46 % de plus qu'en France) ; les prix les plus élevés se trouvent au Royaume-Uni (), en Belgique et en Italie.


title: Électricité en France

text: Il convient cependant de préciser que les prix hors taxes sont une base de comparaison insuffisante, car les taxes sont très importantes dans certains pays, et de plus certaines de ces taxes sont directement affectées au financement des énergies renouvelables (CSPE en France, EEG-Umlage en Allemagne. Ainsi, en Allemagne en 2013, le prix moyen de l'électricité pour un ménage-type de trois personnes consommant atteint , dont de taxes, en particulier : de TVA et d"EEG-Umlage" (contribution aux surcoûts des EnR).


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: La CRE publie le 18/02/2013 un rapport sur le fonctionnement des marchés de détail français de l'électricité et du gaz naturel dans lequel elle annonce : .


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

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


title: Électricité en France

text: La rapporteure publique du Conseil d'État a recommandé le l'annulation de la décision de des ministres de l'Énergie et de l'Économie fixant le tarif réglementé de vente (TRV) de l'électricité. Le conseil d'État était saisi par Engie et par l'Anode, qui regroupe des fournisseurs alternatifs (Direct Énergie, Eni...). Si le Conseil d'État, suit la préconisation de la rapporteure publique, cela ouvrira la voie à l'extinction du tarif réglementé. Engie et l'Anode soulevaient les questions de la conformité du tarif réglementé au droit européen, et de l'intérêt de son maintien par rapport aux objectifs de sécurité d'approvisionnement et de protection des consommateurs. La rapporteure publique Émilie Bokdam-Tognetti a estimé que le dispositif n'était « pas compatible » avec le droit européen, et que les requérants étaient « fondés à se prévaloir de cette incompatibilité ». L'extinction du TRV pour le gaz naturel est déjà en cours à la suite d'une procédure similaire ; une période de transition est envisagée, pour l'extinction totale en 2023.


title: Électricité en France

text: Fin 2018, les représentants du Conseil, de la Commission et du Parlement européens confortent le maintien des tarifs réglementés en France (et dans trois autres pays: la Bulgarie, la Roumanie et la Hongrie) jusqu’en 2025.


title: Électricité en France

text: Électricité de France (EDF), entreprise historique, est de loin le premier producteur, transporteur, distributeur et fournisseur d'électricité en France, numéro deux au Royaume-Uni et en Italie, au classement Fortune Global 500 de 2014 par chiffre d'affaires, troisième groupe mondial du secteur des services publics (utilities) derrière le groupe public chinois et Enel ; huitième capitalisation du CAC 40 au . À l'échelle mondiale, EDF a produit d'électricité en 2011 et desservi de clients ; son chiffre d'affaires a atteint d'euros, dont 43 % hors de France, et ses investissements d'euros. EDF est en 2012 le huitième propriétaire mondial d'infrastructures. EDF étend son activité au gaz, en s'appuyant sur l'expérience de sa filiale italienne Edison ; c'est actuellement le principal concurrent d'Engie dans le gaz en France, et Engie est son principal concurrent dans l'électricité.


title: Électricité en France

text: Engie est au classement Fortune Global 500 de 2014 par chiffre d'affaires, et quatrième groupe énergétique mondial derrière l'américain Glencore, le russe Gazprom et l'allemand E.ON ; c'est la sixième capitalisation du CAC 40 au . Sur son site web, GDF Suez se présente comme , ce qui peut paraître contradictoire avec le classement de Fortune évoqué ci-dessus ; cela peut s'expliquer par le fait que les groupes concernés ont des activités hors du champ de l'énergie, qui sont prises en compte dans leur chiffre d'affaires (c'est d'ailleurs aussi le cas de GDF Suez qui distribue de l'eau par sa filiale Suez Environnement ; il affirme aussi être :


title: Électricité en France

text: E.ON, numéro un allemand de l'électricité, rachète le à Endesa la société SNET qui exploite les anciennes centrales à charbon des ex-Charbonnages de France ; E.ON France prévoit de fermer cinq centrales et de les remplacer par des cycles combinés gaz sur les mêmes sites. Le site web d'E.ON France présente les chiffres clés 2011 d'E.ON en France : . À compter du , la séparation des activités du groupe E.On est effective et la filiale française d'E.ON s'appelle dorénavant Uniper France. Fin 2018, Uniper négocie la vente de sa filiale française à l'entreprise tchèque EPH. En juillet 2019, Uniper annonce la finalisation de la vente à EPH de l'ensemble de ses activités françaises.


title: Électricité en France

text: Total, entré sur le marché de la production d'électricité en 2018 par le rachat de Direct Énergie, issu de la fusion le de Poweo et Direct Énergie, deux entreprises de fourniture d'électricité et de gaz apparues en 2002 et 2003, à la suite de l'ouverture de ces marchés à la concurrence. En , le fondateur de Poweo, Charles Beigbeder vend sa participation à l'autrichien Verbund, le premier producteur d'électricité d'Autriche ; en Direct Énergie annonce le rachat de la participation majoritaire de l'autrichien, prélude à la fusion de 2012. Le capital de la société est détenu à 60,8 % (72,6 % des droits de vote) par François Énergie, société holding détenue en majorité par Financière Lov et dirigée par Stéphane Courbit. Son site web la présente comme . Son parc de production comprend surtout de petites centrales hydrauliques et des éoliennes ; elle a remporté, en partenariat avec Siemens, un appel d’offres portant sur la construction d’une tranche à cycle combiné au gaz naturel d’une puissance de à Landivisiau en Bretagne, et développe un autre projet cycle combiné au gaz à Hambach en Moselle (deux tranches de ).


title: Électricité en France

text: En 2015, Direct Énergie a passé le seuil du milliard d'euros de chiffre d'affaires, en progression de 25,5 %, a augmenté son bénéfice net de 78,7 % et revendique plus de de sites clients, contre fin 2014, et livrés. L’acquisition de nouveaux clients s’est accélérée en fin d’année 2015 avec l’extinction des tarifs réglementés d’EDF pour les entreprises et les collectivités. Par ailleurs, Direct Énergie, qui se fournissait jusqu'en 2014 auprès d’EDF au tarif ARENH de par mégawattheure (MWh), s’approvisionne en 2016 au prix de marché, qui a baissé tout au long de 2015.


title: Électricité en France

text: En , Total annonce l'achat de 74 % de Direct Énergie pour d'euros. Il lance ensuite une offre de rachat du solde des actions, valorisant l'entreprise à 1,9 voire d'euros, en incluant la dette de Direct Énergie. Avec de clients en France et en Belgique grâce à l'acquisition de Lampiris, les de clients de Direct Énergie portent Total au premier rang des concurrents d'EDF en France, derrière Engie ( de clients) ; Total vise plus de de clients en France, ce qui impliquerait de passer de 7 à 15 % de part de marché. Fin 2018, Total annonce un accord pour racheter à EPH les deux centrales à gaz () qu'il est en train de racheter à Uniper ; avec la centrale de de Direct Énergie à Bayet (Allier) ainsi que deux centrales rachetées à Pont-sur-Sambre (Nord) et Toul (Meurthe-et-Moselle) auprès du fonds d'investissement américain KKR, pour un total de , Total disposera de plus de de centrales à gaz en France, sans compter le site belge de Direct Énergie et le projet de Landivisiau, soit à peu près autant qu'Engie () et EDF ().


title: Électricité en France

text: En , Total Eren, détenu à 23 % par Total depuis , avec option sur 100 % dans les cinq ans, achète Novenergia, dont l'intégration lui permettra d'augmenter de 50 % ses capacités de production d'électricité renouvelable ; Novenergia dispose de d'éolien, de solaire et de petite hydraulique ; 70 % de ces activités sont au Portugal, 10 % en Italie et 5 % en France.


title: Électricité en France

text: Alpiq Énergie France est une filiale du groupe suisse Alpiq, issu de la fusion en 2009 des groupes Atel et Électricité ouest suisse (EOS). L'entreprise possède des éoliennes et des barrages en France, et a construit un cycle combiné gaz de à Bayet dans l'Allier, mis en service en 2011, qu'il a revendue fin 2015 au groupe Direct Energie. Alpiq Énergie France s'est par ailleurs porté candidat au renouvellement des concessions hydroélectriques en France. Selon son site, Alpiq France annonce qu'il dessert 500 sites industriels, leur a livré en 2011, possède une puissance installée de et a fait un chiffre d'affaires de de francs suisses en 2011.


title: Électricité en France

text: Certaines des environ 150 entreprises locales de distribution d'électricité et de gaz (ELD) disposent également de moyens de production propres, dont l'Usine d'électricité de Metz (UEM), société d'économie mixte créée par la ville de Metz. Sa production électrique (20 % des besoins de ses clients) est assurée par trois centrales hydrauliques situées sur la Moselle, et par une centrale thermique de cogénération chaleur-électricité, qui alimente le réseau de chaleur de la ville.


title: Électricité en France

text: Un processus de consolidation est en cours après la prolifération des acteurs suscitée par l'ouverture du secteur électrique à la concurrence : les acteurs principaux multiplient les acquisitions de PME dans les énergies vertes. Engie rachète en 2015 le spécialiste du photovoltaïque Solairedirect, puis reprend les parts des minoritaires de deux petites sociétés dans l'éolien qu'il contrôlait déjà : Maia Eolis et la Compagnie du Vent ; Direct Energie acquiert en les actifs de production en France de Quadran ( en exploitation et en développement dans le solaire, l'éolien, l'hydroélectricité et le biogaz) ; EDF EN a pris en le contrôle de Futuren avec ses de parcs éoliens en exploitation et près de de projets en développement. Le secteur des énergies vertes est encore très fragmenté, avec quelques belles PME potentiellement très convoitées comme Neoen (détenu par Jacques Veyrat), Voltalia (contrôlé par la famille Mulliez, du groupe Auchan), Eren RE (fondé par les ex-propriétaires d'EDF EN, Pâris Mouratoglou et David Corchia), ou encore Akuo, Albioma, et une multitude de sociétés plus petites comme Urbasolar, Générale du Solaire, Epuron... Les majors pétrolières, après quelques tentatives avortées dans les années 2000, recommencent à s'intéresser à ce secteur d'avenir : Shell vient d'annoncer qu'il allait investir 1 milliard de dollars par an dans les énergies propres, un an après avoir créé une division dédiée ; le groupe a déjà remporté, en , des contrats dans l'éolien en mer aux Pays-Bas (Borssele), et veut aussi investir dans l'hydrogène et les biocarburants. Le norvégien Equinor participe avec l'allemand E.ON au champ d'éoliennes en mer Arkona, un investissement de près de 700 millions d'euros, et va installer, en partenariat avec la société Masdar d'Abu Dhabi, la première ferme d'éoliennes flottantes au large de l'Écosse ; Equinor a créé une entité spécialisée dans l'éolien et le CCS (capture et stockage de). Total reste le groupe pétrolier le plus avancé dans ce domaine : après avoir racheté 60 % du fabricant de panneaux solaires américain Sunpower dès 2011, pour de dollars, puis le fabricant de batteries Saft en , pour d'euros, son PDG Patrick Pouyanné a annoncé en 2016 que les investissements dans les énergies bas carbone atteindraient d'euros par an, et que les activités correspondantes (solaire, biocarburants, batteries, aval gaz, CCS...) représenteraient 20 % de ses activités dans vingt ans.


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


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text: Le cadre règlementaire est défini par la directive de l'Union européenne 2003/54/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité, publiée le . Cette directive est transposée en France par la loi du relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières, puis par la loi « NOME » (nouvelle organisation du marché de l’électricité) du .