3.4 Baisse de la production d’électricité en raison du recul de la production nucléaire

3.4.1 Production nette d’électricité

La production d’électricité en France est relativement stable depuis le milieu des années 2000, son niveau fluctuant principalement avec la disponibilité du parc nucléaire et l’activité des barrages hydrauliques, même si l’éolien et le photovoltaïque occupent une place croissante dans le bouquet de production (figures 3.4.1.1 et 3.4.1.2). Nette de la consommation des auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales, elle s’établit à 547 TWh en 2019, en baisse de 1,9 % par rapport à 2018. Le nucléaire représente 69 % de la production totale d’électricité devant l’hydraulique (11 %), le thermique classique (11 %), l’éolien (6 %) et le photovoltaïque (2 %).

Figure 3.4.1.1 : production nette d’électricité

* Y compris énergie marémotrice.
Source : calculs SDES, d’après RTE, EDF et producteurs d’électricité

Figure 3.4.1.2 : production nette d’électricité

	2015		2016		2017		2018		2019
	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019
Production nucléaire	417		384		379		393		379
dont Arenh	16	711	0	0	82	3 524	96	4 094	120	5 057
Production hydraulique*	60		65		55		70		61
dont hydraulique sous OA	5	387	6	441	5	387	7	514	6	491
dont subventions OA		176		222		164		206		225
Production éolienne	21		21		25		29		35
dont éolien sous OA	21	1 950	21	1 905	24	2 176	28	2 537	34	3 016
dont subventions OA		1 063		1 035		1 135		1 203		1 605
Production photovoltaÏque	8		9		10		11		12
dont photovoltaïque sous OA	8	3 040	9	3 097	10	3 264	11	3 290	12	3 534
dont subventions OA		2 725		2 780		2 855		2 740		3 033
Production thermique renouvelable et géothermie	9		9		9		10		10
dont sous OA	6	708	7	818	7	876	8	988	8	1 093
dont subventions OA		427		514		558		630		730
Production thermique non renouvelable	40		52		60		45		49
dont sous OA	10	1 894	11	1 882	12	1 995	12	2 230	12	2 337
dont subventions OA		1 378		1 323		1 346		1 593		1 667
Autre (Interconnexion**)		41		36		38		43		42
dont subventions		6		3		5		13		6
Production subventionnée hors OA en ZNI***	3	850	2	877	3	853	3	844	2	885
dont subventions		619		635		606		588		632
Total production France entière	555		540		538		558		547
Subventions totales (y compris interconnexions et charges de péréquation dans les ZNI)		6 394		6 513		6 668		6 973		7 898

* Y compris énergies marines.
** Interconnexion : correspond à l’électricité achetée via la liaison à courant continu Italie-Corse-Sardaigne.
*** ZNI : zones non interconnectées au réseau d’électricité métropolitain continental. Elles incluent la Corse, les DOM ainsi que les îles du Ponant et Chausey.
Note : ne sont valorisées monétairement dans ce tableau que les productions sous obligation d’achat (OA) ou bénéficiant de compléments de rémunération, ainsi que la production d’origine nucléaire vendue dans le cadre du mécanisme de l’Arenh.
Source : calculs SDES

Nucléaire

Après une année de hausse et à la suite d’une moindre disponibilité des centrales, la production nette d’électricité nucléaire recule de 3,5 % en 2019, à 379 TWh, et retombe à son niveau de l’année 2017 (cf. 2.2.2). 120 TWh, soit 32 % de la production nucléaire, ont été rachetés à EDF par les fournisseurs alternatifs dans le cadre du dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), pour un montant de 5,1 Md€.

Hydraulique

La production hydraulique dépend fortement du débit des cours d’eau et, par conséquent, de la pluviométrie. Après une forte production en 2018, la production hydraulique nette (y compris énergies marines) diminue de 13 % sur un an, à 61 TWh (cf. 2.2.3), en raison de conditions climatiques moins favorables. Environ 7,5 % de la production, soit un peu plus de 4,6 TWh, est assurée par des stations de transfert d’énergie par pompage (Step). Ces installations hydroélectriques sont des moyens de stockage de l’électricité : elles pompent l’eau d’une retenue inférieure à une retenue supérieure pendant les heures où l’électricité est bon marché ; elles la turbinent ensuite en sens inverse lorsque le prix de l’électricité est élevé.

En 2019, 6 TWh sont produits dans le cadre de contrats d’obligation d’achat, dont ne peuvent bénéficier que les installations de faible puissance, inférieure à 12 MW. Celles-ci ont revendu leur production aux acheteurs obligés pour 491 M€.

Éolien

La production éolienne progresse à nouveau en 2019, augmentant de 21 % sur un an, pour s’établir à 35 TWh (cf. 2.2.3). Le coût pour l’État du soutien à l’électricité d’origine éolienne augmente plus rapidement, en raison de la baisse des prix de gros par rapport auxquels est déterminée la subvention, pour atteindre 1,6 Md€ (+ 33 %).

Solaire photovoltaïque

La production solaire photovoltaïque progresse sur un an de 12 % en 2019, à 12 TWh (cf. 2.2.3). Elle demeure celle dont le soutien par l’État, via le dispositif d’obligation d’achat et de complément de rémunération, est le plus élevé. Toutefois, le tarif d’achat de l’électricité photovoltaïque auprès des installations nouvellement raccordées ayant fortement baissé ces dernières années, le coût de ce soutien (3,0 Md€ en 2019) augmente moins rapidement que les volumes achetés correspondants.

Thermique classique

L’ajustement de l’offre à la demande d’électricité est, pour l’essentiel, assuré par la filière thermique classique, dont les moyens de production peuvent être démarrés ou stoppés très rapidement selon les besoins. En baisse régulière au début de la décennie, du fait de la fermeture de centrales à charbon et au fioul pour des raisons environnementales, celle-ci a atteint un point bas en 2014. Elle a ensuite rebondi nettement les trois années suivantes (+ 23 % en 2015, + 25 % en 2016 et + 14 % en 2017), dans un contexte de repli de la production nucléaire et stimulée par la relance des centrales au gaz naturel. En 2018, à la suite du rebond de la production nucléaire, la production thermique a chuté de 21 %. En 2019, elle progresse à nouveau de 8 %, pour s’établir à 59 TWh (figure 3.4.1.3).

Parmi les centrales thermiques ne produisant que de l’électricité, celles fonctionnant au gaz affichent en moyenne le meilleur rendement, convertissant 50 % de l’énergie contenue dans le combustible en électricité, soit plus de dix points au-dessus de celles utilisant des produits pétroliers, du charbon ou des énergies renouvelables et des déchets. En effet, la transformation de gaz en électricité est aujourd’hui essentiellement assurée (hors cogénération) par des centrales à cycle combiné, plus efficaces d’un point de vue énergétique que les centrales thermiques traditionnelles. La cogénération d’électricité et de chaleur présente par ailleurs un rendement énergétique global supérieur à celui de la production isolée d’électricité, pour toutes les formes d’énergie.

Les centrales thermiques utilisant des énergies renouvelables et de récupération (biomasse, biogaz, déchets) ainsi que celles de cogénération peuvent bénéficier, sous conditions, du mécanisme d’obligation d’achat ou de celui des compléments de rémunération. La production électrique dans le cadre de ces dispositifs s’est élevée à 20 TWh en 2019, subventionnés à hauteur de 2,4 Md€.

Figure 3.4.1.3 : production thermique classique nette par type de combustibles

* EnRt : énergies renouvelables thermiques.
Note : en 2019, 37 TWh d’électricité ont été produits par combustion de gaz naturel, dont 13 TWh à l’aide d’un procédé de cogénération.
Source : calculs SDES, enquête annuelle sur la production d’électricité

Sur l’ensemble des filières de production, ce sont, au total, 72 TWh d’électricité qui sont vendus aux acheteurs obligés ou bénéficient de compléments de rémunération en 2019, pour un montant de 10,5 Md€, dont plus de la moitié subventionnée par l’État.

Par ailleurs, des compensations, de l’ordre de 2,0 Md€ en 2019, sont accordées par l’État aux producteurs situés dans les zones non interconnectées, dans le cadre de la péréquation géographique tarifaire1. Ces compensations visent à ne pas répercuter les surcoûts de production (liés aux contraintes plus fortes pour assurer l’équilibre entre offre et demande du fait du caractère insulaire du territoire) sur le tarif moyen de vente au client final, et ainsi à garantir que celui-ci soit similaire à celui de la France continentale.

Principales installations de production d’électricité en France par filière

Figure 3.4.1.4 : sites nucléaires, situation au 31 décembre 2019

* REP : réacteur à eau pressurisée.
** EPR : réacteur pressurisé européen.
Source : DGEC

1 Il est fait l’hypothèse, dans le compte présenté ici, que la totalité du surcoût est liée à la production, alors qu’en réalité une partie provient de la gestion du réseau. Les activités de production, distribution et fourniture d’électricité étant, par dérogation au droit européen, intégrées dans les zones non interconnectées, il n’est en effet pas possible d’identifier séparément les deux composantes.

Figure 3.4.1.5 : puissance hydraulique (hors pompages, y compris énergies marines) raccordée au réseau au 31 décembre 2019

Source : calculs SDES, enquête annuelle auprès des producteurs d’électricité

Figure 3.4.1.6 : puissance éolienne raccordée au réseau au 31 décembre 2019

En MW

Source : calculs SDES, d’après raccordements Enedis, RTE, EDF-SEI, CRE et les principales ELD

Figure 3.4.1.7 : puissance photovoltaïque raccordée au réseau au 31 décembre 2019

En MW

Source : calculs SDES, d’après raccordements Enedis, RTE, EDF-SEI, CRE et les principales ELD

Figure 3.4.1.8 : centrales au gaz naturel, situation au 31 décembre 2019

Source : RTE

Figure 3.4.1.9 : centrales à charbon et au fioul, situation au 31 décembre 2019

Source : RTE

3.4.2 Transport et distribution d’électricité

Le réseau d’électricité, qui permet son acheminement depuis les lieux de production jusqu’à ceux de consommation, se compose de deux niveaux. Le réseau de transport, géré par RTE sur le territoire continental, comprend les lignes à très haute tension (« HTB »). D’une longueur totale d’environ 106 000 km, il permet d’acheminer la très grande majorité de l’électricité produite au réseau de distribution et à quelques très gros consommateurs. Les réseaux de distribution, auxquels sont raccordés la grande majorité des consommateurs et la quasi-totalité des petits producteurs, comprennent les lignes à moyenne et basse tension (« HTA » et « BT »), d’une longueur cumulée de plus de 1,3 million de kilomètres. Enedis est le gestionnaire d’un réseau couvrant 94 % des clients du territoire continental, 117 entreprises locales de distribution se répartissant le reste. EDF SEI, acteur intégré (également producteur et fournisseur), gère les réseaux des zones non interconnectées, sauf à Mayotte où la gestion est assurée par Électricité de Mayotte.

Transport et distribution confondus, la rémunération des gestionnaires de réseaux pour leurs missions, dont l’acheminement de l’électricité en France, s’est élevée à 14,7 Md€ en 2019 (figure 3.4.2.1). Cette somme, payée par les consommateurs via le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe), comprend notamment la valeur des pertes physiques d’électricité sur les réseaux, qui doivent être achetées sur le marché par les gestionnaires (cf. 1.7.2). Ces pertes se sont élevées à 38 TWh en France en 2019, entraînant une charge de 1,7 Md€ pour les gestionnaires. Nette de la valeur de ces pertes (qui, in fine, constitue une rémunération des producteurs), une rémunération de 13,1 Md€ en 2019 a donc été perçue par les gestionnaires de réseaux afin de financer le développement, la maintenance et l’exploitation des réseaux ainsi que les missions associées (relève/comptage, mise en service, dépannage, mise à disposition de données, etc.). Le coût du réseau pour les consommateurs, y compris les pertes, diminue de 1,3 % en 2019, en raison notamment d’une baisse de 1,1 % des volumes de consommation sur un an, après quatre années de hausse (+ 0,8 % en moyenne sur la période 2014-2018).

Les réseaux de distribution et le réseau de transport contribuent respectivement à hauteur de 71 % et 29 % au coût total d’acheminement de l’électricité en 2019. Les coûts unitaires des réseaux de distribution et de transport sont en 2019 proches de ceux de 2018.

Figure 3.4.2.1 : utilisation des réseaux d’électricité

	2015		2016		2017		2018		2019
	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019
Réseau de transport	440	4 154	449	4 092	446	4 259	441	4 352	436	4 278
dont pertes	10	481	11	482	11	515	11	450	11	460
Réseaux de distribution	400	10 409	408	10 650	406	10 545	403	10 566	399	10 446
dont pertes	26	1 293	26	1 209	27	1 195	28	1 219	27	1 201
Utilisation des réseaux	475	14 563	484	14 743	482	14 804	478	14 918	472	14 724
dont pertes	36	1 774	37	1 691	39	1 710	39	1 669	38	1 660

Note : le réseau de transport a acheminé 436 TWh d’électricité en 2019 et a perçu pour cela une rémunération de 4 278 M€, dont 460 M€ correspondent à l’achat de 11 TWh dissipés lors de ce transport.
Source : calculs SDES, d’après les gestionnaires de réseaux