La production d’électricité

Le Mercredi 7 décembre 2016
La production française d’électricité est relativement stable depuis plusieurs années aux alentours de 550 TWh par an (531 TWh en 2016), après avoir considérablement augmenté depuis les années 1970. Cette production est en moyenne très peu émettrice de gaz à effet de serre, grâce au parc de production électronucléaire et à l’essor des énergies renouvelables.

La production électrique

En France métropolitaine, la production d’électricité a quasiment quadruplé entre1970 et 2010, où elle a atteint un niveau de 550 TWh (nette de l’autoconsommation des centrales).

Cette production s’est depuis stabilisée, sous l’effet combiné d’un retrait d’installations thermiques et du développement des énergies renouvelables. Ce phénomène répond également à la stabilisation de la consommation électrique française (corrigée du climat) autour de 480 TWh depuis 2011 :

Consommation corrigée de l'aléa météorologique

Source : RTE, Bilan électrique 2016

La production électrique française varie chaque année en fonction :

  • de la disponibilité des installations de production : celles-ci peuvent en effet connaître des périodes d’indisponibilité (soit programmées, pour maintenance par exemple, soit fortuites) ou dépendre d’une source aléatoire ou intermittente. A titre d’exemple, les conditions climatiques annuelles peuvent influencer très largement la production annuelle des centrales hydroélectriques, qui constituent la deuxième source d’électricité de notre pays ;
  • du niveau de la consommation d’électricité, qui dépend notamment des conditions climatiques, des efforts d’efficacité énergétique, et du contexte économique ;
  • de la situation des autres pays d’Europe de l’Ouest, vers lesquels la production électrique française peut être exportée. Du fait de la situation géographique centrale de la France sur le réseau européen, du nombre important d’interconnexions entre la France et ses pays voisins et de la présence en France de moyens de production de base à coûts marginaux faibles, la France exporte des quantités importantes d’électricité : son solde exportateur se situe depuis une dizaine d’années aux alentours de 50 TWh. La France est exportatrice nette à chacune de ses frontières, sauf avec l’Allemagne.

Le mix électrique

La production d’électricité est assurée par les centrales nucléaires en grande majorité, ainsi que par les énergies fossiles (charbon, gaz, fioul) et, de plus en plus, par les énergies renouvelables (solaire, éolien, bioénergies).

Evolution annuelle de l'énergie produite (TWh)

Source : RTE

Le développement des énergies renouvelables électriques

L’accroissement du parc renouvelable, essentiellement porté par le développement de l’éolien et du solaire, permet à la production renouvelable de couvrir, après correction des variations climatiques conjoncturelles, 19.6 % de la consommation en 2016.

Part production ENR par rapport à la consommation d'électricité

Source : RTE

Les émissions de gaz à effet de serre de la production électrique

L’accroissement des énergies renouvelables au détriment des énergies fossile se traduit par une baisse structurelle des émissions de CO2 du secteur de la production électrique depuis 2008, déjà très basses en raison de la prédominance des technologies décarbonées. En fonction de la rigueur des hivers et de la disponibilité des technologies décarbonées, des augmentations ponctuelles des émissions de CO2 apparaissent certaines années.

évolution des émissions de CO2

Source : RTE

Pour ce calcul, on a supposé que la contribution moyenne de chaque filière aux émissions de CO2 est la suivante (données RTE, CITEPA) :

  • 0,96 t/MWh pour les groupes charbon
  • 0,67 t/MWh pour les groupes fioul
  • 0,46 t/MWh pour les groupes gaz
  • 0,98 t/MWh pour les autres groupes thermiques (biogaz, déchets, bois-énergie et autres combustibles solides).

Le parc électrique installé

La puissance totale installée des installations de production d’électricité en France métropolitaine s’élève à près de 130 GW au 1er janvier 2017.

Le parc électrique français, du fait de la prédominance des technologies bas-carbone, présente des niveaux d’émissions de CO2 très bas par rapport aux autres pays européens.

Parc français au 31-12-2016

Source :  RTE

Les installations nucléaires

Le parc de production nucléaire français est constitué de 58 réacteurs répartis dans 19 centrales, pour une puissance totale de 63 130 MW. Les réacteurs utilisent tous la technologie à eau pressurisée (REP). Il existe en France plusieurs « paliers » de réacteurs nucléaires :

  • CP0 : 6 réacteurs de 900 MW : ce sont les réacteurs les plus anciens encore en activité ;
  • CPY : 28 réacteurs de 900 MW ;
  • P4 : 8 réacteurs de 1 300 MW ;
  • P’4 : 12 réacteurs de 1 300 MW ;
  • N4 : 4 réacteurs de 1 450 MW.

Les réacteurs nucléaires ont été mis en service entre la fin des années 1970 et le début des années 2000.

Parc nucléaire en France

Source : RTE

La production nette d’électricité d’origine nucléaire s’est élevée à 384 TWh en 2016, soit 72.3 % de la production totale.

Les installations de production d’électricité à partir d’énergie renouvelable

Les principales filières de production d’électricité à partir d’énergie renouvelable sont les suivantes (capacités au 1er janvier 2017) :

  • Hydraulique (25,4 GW) : la capacité hydraulique est stable depuis la fin des années 1980. La production hydraulique connaît en revanche de fortes variations annuelles, en fonction des précipitations : par exemple, la production hydraulique a baissé de 13,7% entre 2014 (pluviométrie riche) et 2015 (pluviométrie déficitaire).
  • Eolien (11, 7 GW) : la croissance de la puissance installée des éoliennes terrestres s’est accélérée ces dernières années (+ 1,35 GW durant l’année 2016, soit la plus forte croissance jamais atteinte historiquement), grâce à la sécurisation du cadre tarifaire et à la levée progressive de certaines contraintes réglementaires.
  • Solaire (6,8 GW) : la puissance solaire est elle aussi en augmentation constante (+ 576  MW en 2016), en particulier grâce aux baisses de coûts importantes.
  • Bioénergies (1,9 GW) : la puissance installée de la filière des bioénergies (déchets de papèterie, déchets ménagers, biogaz, bois-énergie et autres biocombustibles solides) progresse de 215 MW en 2016, principalement grâce au dynamisme des centrales utilisant le bois-énergie, les combustibles solides, et le biogaz.

Les installations thermiques à combustible fossile

Le parc thermique à combustible fossile est constitué des technologies suivantes :

  • centrales à cycle combinée gaz (6,2 GW) ;
  • centrales à charbon (3 GW, en forte baisse depuis 2012) ;
  • centrales au fioul (2,5 GW, en cours de fermeture) ;
  • turbines à combustion alimentées au fioul ou au gaz (1,9 GW) ;
  • moyens de production thermique décentralisée, regroupant toutes les autres installations thermiques, et dont une partie fonctionne en cogénération (environ 6 GW).

Durant les dernières années, l’évolution du parc thermique à combustible fossile a été marquée par la fermeture de nombreuses centrales au charbon pour se mettre en conformité avec les normes environnementales sur les émissions atmosphériques (la capacité installée représentait encore 7 GW début 2013). La Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) prévoit de poursuivre cette dynamique en se préparant à la perspective d’un arrêt de la production d’électricité à partir de charbon à l’horizon 2023. Il importera de mettre en place avec l’ensemble des parties prenantes, les salariés, les acteurs de la formation professionnelle et les territoires concernés, les mesures permettant d’anticiper la mutation de la filière charbon, dans le contexte de la transition énergétique. En outre, la PPE prévoit de ne pas autoriser de nouvelles centrales à charbon non équipée de système de captage, stockage ou valorisation du CO2.

Les turbines à vapeur alimentées au fioul, dont la capacité installée s’élevait à 5 GW début 2015, vont également cesser leur exploitation dans les prochaines années. Il s’agit d’installations mises en service dans les années 1970 avant les effets du choc pétrolier, et qui atteignent aujourd’hui des durées de vie comprises entre 39 et 48 ans.

En revanche, les centrales à cycles combinés gaz françaises sont des centrales récentes, mises en service principalement entre 2008 et 2012, dans la lignée de l’ouverture du marché à la concurrence et des perspectives de croissance de la consommation électrique dans les années 2000. Du fait notamment de leur rendement élevé, elles émettent moitié moins de CO2 qu’une centrale thermique classique. Une nouvelle unité, retenue dans le cadre d’un appel d’offres visant à sécuriser l’alimentation électrique de la Bretagne, est en projet sur la commune de Landivisiau.

L’évolution des capacités de production en Europe

On constate au niveau européen le même phénomène de substitution des énergies fossiles par les énergies renouvelables : ainsi, la production fossile, après avoir connu une augmentation sensible entre 2007 et 2011, est désormais en baisse, alors que la production renouvelable connaît une augmentation continue.

Evolution de la production d’électricité des pays de l’association européenne des gestionnaires de réseau de transport

Évolution de la production d’électricité des pays de l’association européenne des gestionnaires de réseau de transport (ENTSO-E) par technologie entre 2007 et 2014 (source : ENTSO-E)

Les coûts de production et l’optimisation de la production électrique

Documents de référence :

  • Le coût de production de l’électricité nucléaire - actualisation 2014, Cour des Comptes, mai 2014.

  • Coûts et rentabilité des énergies renouvelables en France métropolitaine - Eolien terrestre, biomasse, solaire photovoltaïque, Commission de régulation de l’énergie, avril 2014.

  • Projected costs of generating electricity, Agence internationale de l’énergie - Agence pour l’énergie nucléaire, 2015.

  • The power of transformation, Agence internationale de l’énergie, 2014.

L’estimation du coût des moyens de production d’énergie en France a pris une importance croissante ces dernières années, répondant à la fois à une demande d’information sur le coût des moyens traditionnels, et à la nécessité de suivre l’impact d’un progrès technologique rapide dans le domaine des nouvelles énergies renouvelables.

Le coût de production constitue un paramètre important à prendre en compte dans les choix de politique publique. Pour les technologies renouvelables qui sont généralement subventionnées, l’estimation des coûts permet d’une part de vérifier que le niveau du soutien couvre bien les coûts de production sans générer de rentabilité excessive, et d’autre part d’estimer le futur coût pour la collectivité et l’effet des dispositifs d’aide sur la soutenabilité des finances publiques.

Le coût complet de production des différentes filières de production

De nombreux exercices d’évaluation des coûts coexistent, dont les hypothèses et les méthodes peuvent varier sensiblement et dont les résultats doivent donc être comparés avec prudence. A titre d’exemple, les estimations de coût de production de l’électricité de l’AIE1 pour les pays de l’OCDE à horizon 2020 sont présentées ci-dessous, pour un taux d’actualisation de 7 % et en supposant un prix du carbone de 30 $ par tonne de CO2.

Coût de production de l’électricité à horizon 2020

Coût de production de l’électricité à horizon 2020 (source : DGEC à partir du rapport AIE)

Plusieurs tendances de fond émergent des travaux de référence de ces dernières années.

Le coût des énergies renouvelables

La CRE, conformément à ses attributions définies par le code de l’énergie, a analysé en 2014 les coûts et la rentabilité de plusieurs filières de production d’électricité renouvelable, dans le but de s’assurer que le niveau et la structure du soutien public soient adaptés aux coûts supportés par les exploitants et ne génèrent pas de rentabilité excessive.

L’évaluation des coûts de production repose sur l’analyse de l’ensemble des coûts supportés par des installations représentatives du parc installé, justificatifs comptables à l’appui, pour calculer un coût complet de production de l’électricité. Dans les deux cas, le coût de production est très sensible au taux d’actualisation, en raison de la part prépondérante des coûts d’investissement dans ces technologies fortement capitalistiques.

L’analyse de la CRE a mis en évidence une forte baisse du coût de production du solaire photovoltaïque, en raison de la taille plus importante des installations en projet ainsi que des effets d’apprentissage et de progrès technologique. Les projections de l’AIE montrent également de fortes baisses attendues du coût d’investissement des énergies renouvelables à l’avenir, en particulier pour le solaire (-28 % en 2020 par rapport à 2012, -41 % en 2030), mais aussi pour l’éolien en mer (-23 % en 2020, -36 % en 2030).

D’ores-et-déjà, dans l’appel d’offres organisé en 2015 pour les installations solaires au sol, de nombreuses offres ont été faites à un niveau de prix inférieur au tarif d’achat de l’éolien terrestre, soit vers 70€/MWh. Si les baisses des coûts d’investissement prévues pour l’éolien terrestre sont moins importantes, en raison de sa maturité technologique (-5% en 2020, - 9% en 2030 selon l’AIE), solaire photovoltaïque au sol et éolien terrestre deviennent progressivement plus compétitifs par rapport aux autres moyens de production, tout en conservant des perspectives de réduction des coûts sur la période de la PPE.

Les différentes évaluations des coûts de production de l’électricité montrent que, grâce notamment aux efforts menés dans la recherche et le développement, les technologies renouvelables sont désormais en passe de devenir compétitives et que des objectifs ambitieux pour leur développement peuvent être atteints à un coût maîtrisé.

Compte tenu de leur caractère décentralisé et de l’intermittence de certaines filières, les énergies renouvelables développées à grande échelle nécessiteront une adaptation du système électrique et des réseaux. Néanmoins, dans son Bilan prévisionnel 2015, RTE souligne que l'intermittence générée par les prochaines capacités installées d’énergies renouvelables devrait rester maîtrisée (« Il faut cependant souligner que cette augmentation de la variabilité de la consommation résiduelle ne nécessitera pas forcément d’investissement massif dans de nouveaux moyens flexibles, les moyens actuellement existant pouvant être suffisants pour les satisfaire, du moins en partie »). Au-delà du seul coût des installations elles-mêmes, l’évaluation du coût et des bénéfices associés à l’intégration des énergies renouvelables au réseau reste à mieux appréhender et devrait faire l’objet de travaux dans les prochaines années. Dans sa publication The Power of Transformation, l’Agence internationale de l’énergie chiffre le coût de l’intégration de 45% d’énergies renouvelables dans le système électrique entre 11 $/MWh et 33 $/MWh (ce qui représente une augmentation de respectivement 12% ou 40% par rapport au coût total initial de production estimé à 86 $/MWh), en fonction de la stratégie mise en œuvre pour optimiser leur accueil.

Le coût du nucléaire

La Cour des comptes a publié en 2014 un rapport sur les coûts de la filière électronucléaire, actualisation d’un précédent rapport de 2012. Elle calcule pour le parc existant un coût courant économique, qui ne tient pas compte de l’historique de financement du parc mais repose un « loyer économique » annuel théorique qui permettrait de reconstituer, entre le début et la fin de l’exploitation des centrales, un parc identique au parc initial.

La Cour évalue son coût de production à 59,8 €/MWh, incluant le loyer économique (21,1 €/MWh), les dépenses d'exploitation (24,8 €/MWh), les investissements de maintenance (9,4 €/MWh) et les provisions pour démantèlement et gestion des déchets et du combustible (respectivement 1,3 et 3,2 €/MWh). Malgré son augmentation depuis l’évaluation précédente de 2012, le coût du nucléaire reste inférieur au coût estimé par l’AIE en Europe.

Le travail de la Cour des comptes a alimenté les réflexions de la Commission d’enquête parlementaire relative au coût du nucléaire présidée par M. Brottes. La Commission d’enquête a partagé les conclusions de la Cour des comptes sur la question des coûts du nucléaire.

Le coût du démantèlement des centrales nucléaires est pris en compte, à partir notamment de l’étude dite « Dampierre » car réalisée sur la centrale du même nom, conduite par EDF entre 1996 et 1999, réactualisée en 2009 et confirmée par un audit piloté par la DGEC en 2013. Le coût total du démantèlement, dont le calcul intègre les retours d’expérience du démantèlement du parc arrêté de première génération et des expériences étrangères (aux Etats-Unis en particulier), est estimé selon cette méthode à 18,2 milliards d’euros2013.

Le coût du nucléaire dépend également du taux de disponibilité des centrales, qui connait des variations annuelles significatives. Dans la mesure où la grande majorité des coûts du nucléaire sont des coûts fixes, une dégradation ou une amélioration du taux de disponibilité des centrales nucléaires a une influence significative sur les coûts de production.

Les coûts marginaux et l’optimisation de la production par le marché

Le marché de gros de l’électricité permet d’organiser les échanges d’électricité entre les producteurs, des intermédiaires (courtiers, traders) et les fournisseurs. Les échanges peuvent prendre place sur des marchés organisés (des bourses d’électricité où l’ensemble de l’offre et de la demande est agrégé de façon à obtenir un prix unique pour l’ensemble des acteurs) ou bien sur les marchés de gré à gré.

En France, chaque producteur peut librement décider de produire ou non, en fonction de l’écart entre le coût marginal de production des installations et le prix de marché de l’électricité, qui varie en temps réel en fonction du niveau de la demande et des moyens de production appelés. Les moyens de production se mettent donc généralement à produire suivant leur ordre de préséance économique (base, puis semi-base puis pointe), c’est-à-dire par coût marginal croissant des installations jusqu’à satisfaire la demande, optimisant ainsi l’utilisation du parc électrique au bénéfice des consommateurs.

Principe de l’ordre de préséance économique

Illustration du principe de l’ordre de préséance économique : la rencontre entre la courbe de demande et la courbe d’offre constituée par l’empilement des moyens de production par ordre de coût marginal croissant détermine le prix de l’électricité à tout instant. Source : DGEC

Des technologies complémentaires

Les technologies de production présentent des domaines d’utilisation pertinente et une contribution au mix électrique différents selon leurs caractéristiques techniques et économiques :

  • Les énergies renouvelables fatales (solaire, éolien, hydraulique au fil de l’eau) présentent des coûts marginaux quasi-nuls : elles ont donc intérêt à fonctionner en base, dès lors que les prix de marché de l’électricité sont positifs.
  • La filière nucléaire, caractérisée par un coût marginal de production très faible, est également compétitive pour un fonctionnement en base.
  • Les centrales thermiques à flamme, qui présentent un coût marginal plus important du fait du coût de leur combustible, ont pour rôle principal dans le mix électrique français d’assurer la sécurité d’approvisionnement en ajustant la production à la demande, par un fonctionnement en semi-base ou en pointe complémentaire du nucléaire et des énergies renouvelables (base ou semi-base pour les installations de cogénération au gaz naturel, semi-base pour les centrales à charbon et les cycles combinés gaz, pointe pour les centrales au fioul ou les turbines à combustion).

L’allure des coûts marginaux de production des différentes filières est la suivante :

Coûts marginaux de production des différentes filières

Source : RTE, Ademe

Les enjeux de la valorisation du prix du CO2

En ce qui concerne les centrales thermiques à combustible fossile, l’évaluation des coûts réalisée en 2015 par l’AIE illustre le fait que les centrales fonctionnant au charbon sont plus compétitives que les centrales au gaz en Europe depuis plusieurs années. Si cette situation ne se traduit en France que par un fonctionnement limité des centrales au gaz, ses conséquences sont plus fortes chez nos voisins, en particulier sur les émissions de CO2 de la production électrique. Les engagements volontaires ou contraignants sur l’arrêt de la construction de nouvelles centrales au charbon constituent des réponses de court terme avant que les réformes du système de quotas d’émissions de gaz à effet de serre ou d’autres mesures sur le prix du carbone ne permettent de modifier structurellement la compétitivité relative des centrales au gaz et au charbon.

Un prix du CO2 plus élevé serait nécessaire pour inverser l’ordre d’appel entre ces deux technologies et ainsi réduire significativement l’usage du charbon et les émissions associées. Le prix à partir duquel l’inversion se produit dépend d’une part du rendement des centrales, et d’autre part du ratio entre le prix du gaz et le prix du charbon : ce dernier a par exemple augmenté de 65% entre 2011 (année très favorable au gaz) et 2013 (année très favorable au charbon). Dans le contexte de prix actuel et pour des centrales au rendement moyen, l’inversion se produirait avec un prix du CO2 aux alentours de 30 €/tonne de CO2.

Le fonctionnement des centrales à cycle combiné gaz ou des centrales charbon dépend principalement de la différence entre les prix sur les marchés de l’électricité et les prix des combustibles, intégrant le prix du CO2, ainsi que du rendement des centrales. Depuis plusieurs années, les centrales fonctionnant au charbon sont plus compétitives que les centrales au gaz en Europe. Paradoxalement, certaines centrales au gaz récentes ont été placées sous cocon, au profit d’une part plus importante du charbon dans la production électrique européenne.

Dans ce contexte, la France soutient au niveau européen des mesures permettant de revaloriser le prix du CO2, en particulier pour la production électrique. Des études récentes ont montré les bénéfices de l’adoption d’un prix-plancher du CO2 d’environ 30€/tonne, qui permettrait de faire fonctionner les centrales à gaz avant les centrales à charbon, et ainsi de diminuer les émissions du secteur électrique européen de près de 15 %.

Ces contenus peuvent aussi vous intéresser