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Article crée le 28/04/2015
Bilan de la production électrique et ENR
(Analyse réalisée selon les chiffres publiés par le RTE)
1 - Données globales :
 - Puissance installée 128 943 MW
- Production nette 540.6 TWh (-1.8%)
- Consommation 465,3 TWh (-6%) soit le niveau le plus bas observé depuis 2002
- Solde positif Exportations - Importations 65.1 TWh (+7.4%) le plus élevé depuis 2002
- Pic de consommation 82 540 MW le 9 décembre à 19h
- Emission de CO² 19 Mt soit une baisse de 39% par rapport à 1013
- Prix spot : Moyenne constatée en France 34.6 €/MWh l’un des plus bas d’Europe
- Les pertes : 35Twh dont 10,6 TWh pour le réseau THT. Afin de garantir la livraison aux clients de 465 TWh le RTE a acheté et injecté 35Twh afin de couvrir la totalité des pertes. Ces pertes représentent 1.5 milliards supportées par les clients.
2 - Analyse de la Production
2.1 - Energies Renouvelables
Eolien : - Puissance du parc 9 120 MW en augmentation de 963 MW soit +11.8%. L’éolien représente 7.2% de la puissance installée.
- Production 17 TWh en augmentation de 6.7% soit 3.1% de la production totale. Le parc a fonctionné en moyenne sur l’année 2014 à 22,6% de sa capacité contre 23,2% à fin 2013.
Photovoltaïque : - Puissance du parc 5 292 MW en augmentation de 926 MW soit + 21.2%. Le photovoltaïque représente 4.1% de la puissance installée.
- Production 5.9 TWh en augmentation de 27.2% soit 1.1% de la production totale.
Thermique renouvelable : - Puissance du parc 1 579 MW en augmentation de 92 MW soit 1.2% de la puissance installée.
- Production 6.6MWh en augmentation de 6.7% soit 1.2% de la production totale.
Plus de la moitié des centrales thermiques à combustible renouvelable utilisent des déchets ménagers (54,8%). Les autres combustibles utilisés sont le biogaz, les déchets papetiers, le bois-énergie et les autres biocombustibles solides.
2.2 – Moyens classiques (mis en œuvre ou retirés selon un modèle d’optimisation technico économique)
Hydraulique : - Puissance du parc 25 411 MW soit 19.7% de la puissance installée.
- Production 68.2Twh soit 12.6% de la production totale, en baisse de -9.7%.
Thermique fossiles : - Puissance du parc 24 411 MW soit 18.9% de la puissance installée. Le parc enregistre une baisse de 1 296MW soit de 5% (retrait de centrales charbon et fioul).
- Production 27 TWh soit 5% de la production totale. Compte tenu du recul de la consommation et surtout d’un hiver doux l’appel aux centrales thermiques a été réduit.
Nucléaire : - Puissance du parc (58 réacteurs) 63 130 MW soit 48.9% de la puissance installée.
- Production 415.9 MWh soit 77% de la production totale.
2.3 - Synthèse production ENR (hors hydraulique) - Puissance 15 991 MW (12.4%)
- Production 29.5 TWh (5.4%)
- Avec une augmentation de 1 800 MW en 2014, les ENR dépassent pour la première fois la production thermique fossile.
- La production totale ENR (y compris la production hydraulique), atteint 96,1 TWh soit près de 20% de la consommation d’électricité française, c'est-à-dire en ligne avec les objectifs fixés par la CE pour 2020.
3 - Observations et Remarques : - Prix spot : la baisse sensible de la consommation en Europe, la baisse significative du prix des combustibles fossiles et l’augmentation de la production des ENR ont entrainé des surcapacités de production et une baisse des prix sur les marchés avec des écarts de prix importants voire même dans certains cas des prix négatifs. Les surcapacités de production ont déstabilisé les marchés et ont amené les grands électriciens à déclasser de nombreux moyens de production et à connaitre des difficultés financières. Sur un plan général le déclassement massif indemnisé par les états fait courir un risque de rupture en cas de forte augmentation de la demande. Ce risque a été identifié par la CE et les gestionnaires de réseaux.
- Baisse de la consommation en Europe : cette baisse découle de l’absence de croissance économique, d’une élévation des températures (selon météo France, 2014 a été l’année la plus chaude depuis le début du XXe) et des mesures d’économies engagées dans tous les domaines. A noter qu’en hiver une baisse de 1° de la température demande la mise en œuvre d’une puissance supplémentaire de l’ordre de 2 400 MW.
- Précisions sur la production des différents outils :
La production des ENR (Photovoltaïques, Eoliens, et Biomasses) n’est pas liée à la demande mais aux conditions de fonctionnement externes (soleil, vent, déchets…).Ainsi, pour 2014, la production maximum des 15 999 MW de puissance ENR s’est établie à 27 TWh. A noter que pour l’éolien la production correspond à un fonctionnement à pleine charge de 22.6%. Ces outils fonctionnent en base et sont connectés en permamence.
La production hydraulique dépend du stock d’eau accumulé dans les barrages et donc de la pluviométrie. Ainsi pour 2014, les 24 411 MW ont produit 68.2 TWh contre 75 TWh en 2013. La contribution moyenne de l’Hydraulique est de l’ordre de 11%. Ces outils sont mis en œuvre à la demande et sont généralement utilisés aux heures de pointe.
La production Nucléaire des 63 130 MW a été de 415.9 MWh ce qui représente 77% de la production totale. Ces outils fonctionnent en semi base ce qui veut dire qu’en dehors des arrêts pour la maintenance leur production est ajustée à la demande. Ces outils fonctionnent à pleine charge (capacité maximum) plusieurs heures par jour, le taux de disponibilité est élevé et peut dépasser 80%.
La production thermique qui a occupé une place centrale dans le passé est aujourd’hui réduite à la production d’ajustement. Ainsi les 24 411 MW ont été peu mobilisés en 2014 et n’ont produit que 27 TWh. Les outils thermiques sont devenus des outils d’ajustement qui appelés pour compléter les autres productions et assurer la sécurité des réseaux. Dans ces conditions et faute d’une rémunération de la disponibilité les électriciens ne parviennent plus à assurer leur rentabilité et engagent des retraits importants qui donnent lieu à des indemnisations des états du fait des modifications des conditions de marchés.
- Equilibre Production Consommation : cet équilibre est assuré par le RTE qui injecte dans le réseau l’énergie nécessaire à la couverture des pertes et qui décide des ajouts ou des retraits de moyens chez les fournisseurs. Si l’équilibre n’est pas assuré les protections coupent les réseaux. Afin de faire face aux pics de consommation dans les périodes froides les pays doivent disposer d’une puissance disponible (hors ENR) supérieure à la pointe la plus élevée. Le pic de consommation le plus élevé a été enregistré le 8 février 2012 avec une puissance de 102 100MW. Actuellement la France dispose d’une puissance disponible, hors importations et aléas techniques de l’ordre de 110 000 MW, ce qui est limite en cas de reprise de l’économie et d’hiver froid.
- Surcoûts des ENR pour 2015 : résulte de la différence entre le prix moyen de marché et le prix de rachat de la production ENR. Pour 2015 le surcoût à compenser par une taxe sur les factures d’électricité est évalué à plus de 4 milliards. La Cour des Comptes évalue à 70 milliards les surcoûts payés par les consommateurs à l’horizon 2020. A noter que le prix moyen de production EDF se situe autour de 30€ le MWh, que le prix de rachat du MWh éolien se situe autour de 82€ et que celui du MWh photovoltaïque se situe entre 120 et plus de 300€, que le prix de vente du MWh nucléaire aux fournisseurs indépendants fixé par l’état est de 42€ (tarif ARENH) et que les prix spot en France (marché de gros en période courante) se situent autour de 34€ le MWh.
- Remplacement de 50% du Parc Nucléaire : cette opération n’est pas simple car la production des MW de type ENR reste faible comparativement à un MW Nucléaire. Pour produire l’équivalent de 50% du volume d’énergie il faudrait multiplier par 7 le parc actuel soit disposer d’un parc de 129 000MW. Cet accroissement devrait s’accompagner de la remise en service du parc thermique et du développement de nouvelles centrales avec comme conséquence une explosion des émissions de CO² et une facturation aux consommateurs alourdie de plus de 20 milliards.
- Prix de l’électricité payé par les clients français est aujourd’hui parmi les plus intéressants des pays d’Europe. A titre de comparaison l’Allemagne et l’Espagne ont des prix deux fois plus élevés.
- Rappel sur la valeur du MWh : le prix de revient du MWh augmente avec la demande, ainsi un MWh produit en période creuse a une valeur faible de quelques euros alors que celui-ci peut dépasser les 100€ en période pointe, sa valeur moyenne est autour de 35€. A noter que les clients bénéficient de tarifs fixes qui peuvent être composés de tranches euro saisonnières pour tenir compte au plus près des coûts de production aux différentes périodes de la journée et de l’année.
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