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, nette de la consommation des auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales, s’établit à 511 TWh en 2020. Elle diminue de 6,6 % par rapport à 2019. Le nucléaire représente 65,7 % de la production totale d’électricité, devant l’hydraulique (13,3 %), le thermique classique (10,5 %), l’éolien (7,8 %) et le photovoltaïque (2,6 %). En excluant les années 2009 et 2020, très singulières, la production nette d’électricité est relativement stable depuis le milieu des années 2000. Sa composition varie surtout selon 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).

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

	2016		2017		2018		2019		2020
	En TWh	En M€2020	En TWh	En M€2020	En TWh	En M€2020	En TWh	En M€2020	En TWh	En M€2020
Production nucléaire	384		379		393		379		335
dont Arenh	0	0	82	3 616	96	4 200	120	5 184	126	5 300
Production hydraulique*	65		55		70		61		66
dont hydraulique sous OA	6	453	5	397	7	527	6	505	7	540
dont subventions OA		228		168		211		230		278
Production éolienne	21		25		29		35		40
dont éolien sous OA	21	1 955	24	2 233	28	2 603	34	3 095	39	3 525
dont subventions OA		1 062		1 165		1 234		1 647		1 965
Production photovoltaïque	9		10		11		12		13
dont photovoltaïque sous OA	9	3 180	10	3 350	11	3 366	12	3 620	13	3 578
dont subventions OA		2 855		2 930		2 803		3 106		3 149
Production thermique renouvelable et géothermie	9		9		10		10		10
dont sous OA	7	839	7	916	8	1 030	8	1 122	8	1 175
dont subventions OA		527		581		654		749		804
Production thermique non renouvelable	52		60		45		49		44
dont sous OA	11	1 931	12	2 047	12	2 288	12	2 401	12	2 225
dont subventions OA		1 358		1 381		1 634		1 712		1 558
Autre (Interconnexion**)		37		39		44		44		31
dont subventions		3		5		13		8		-7
Production subventionnée hors OA en ZNI***	2	900	3	877	3	869	2	907	3	837
dont subventions		652		624		606		647		632
Total production France entière	540		538		558		547		511
Subventions totales (y compris interconnexions et charges de péréquation dans les ZNI)		6 685		6 855		7 156		8 099		8 380

* 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 DROM 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

En raison d’une moindre demande et d’une moindre disponibilité des centrales, la production nette d’électricité nucléaire recule de 11,6 % en 2020, à 335 TWh, à son niveau de la fin des années 1990 (cf. 2.2.2). Un peu plus d’un tiers de la production nucléaire, soit 126 TWh, a été rachetée à EDF par les fournisseurs alternatifs ainsi que par les gestionnaires de réseaux pour la couverture de leurs pertes, dans le cadre du dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), pour un montant de 5,3 Md€.

Hydraulique

La production hydraulique nette (y compris énergies marines) rebondit en 2020 (+ 8,0 %) et s’établit à 66 TWh (cf. 2.2.3), principalement grâce à un stock hydraulique très élevé début 2020 à la suite des précipitations importantes fin 2019.

Un peu plus de 4,4 TWh (6,5 % de la production) sont produits par des stations de transfert d’énergie par pompage (Step) qui permettent de stocker de l’électricité en pompant l’eau d’une retenue inférieure à une retenue supérieure pour la turbiner en sens inverse ultérieurement.

En 2020, 7 TWh sont produits dans le cadre de contrats d’obligation d’achat ou compléments de rémunération. Auparavant, le tarif d’achat ne concernait que les installations de moins de 12 MW. Depuis le 30 mai 2016, ne sont éligibles à de nouveaux contrats d’obligation d’achat que les installations de moins de 500 kW. Un complément de rémunération en guichet ouvert est possible pour les installations de moins de 1 MW et sur appel d’offre pour les installations de puissance comprise entre 1 MW et 4,5 MW. Ces installations ont revendu leur production aux acheteurs obligés pour 540 M€.

Éolien

La production éolienne progresse à nouveau en 2020, augmentant de 14,4 % sur un an, pour s’établir à 40 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 conjoncturelle importante des prix de gros en 2020, qui détermine le niveau de subvention, pour atteindre 2,0 Md€ (+ 19 %).

Solaire photovoltaïque

La production solaire photovoltaïque progresse sur un an de 9,6 % en 2020, à 13 TWh (cf. 2.2.3). Le champ couvert par cette production inclut depuis l’édition 2019 la production photovoltaïque autoconsommée, s’élevant à 0,3 TWh en 2020. La filière photovoltaïque demeure celle dont le soutien par l’État, via les dispositifs 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 (3,1 Md€ en 2020) 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. La réduction de la demande d’électricité en 2020 a entraîné un recul de la production thermique de 8 %. Celle-ci s’établit à 54 TWh en 2020 (figure 3.4.1.3). En baisse régulière au début de la décennie, du fait de la fermeture de centrales à charbon et au fioul pour des raisons environnementales, elle a ensuite augmenté modérément dans un contexte de repli de la production nucléaire, de regain d’activité des centrales au gaz naturel et de développement de la production d’électricité à partir de biomasse et de biogaz.

Parmi les centrales thermiques ne produisant que de l’électricité, celles fonctionnant au gaz naturel affichent en moyenne le meilleur rendement, convertissant approximativement la moitié de l’énergie contenue dans le combustible en électricité. 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 2020, 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 2020, 33 TWh d’électricité ont été produits par combustion de gaz naturel, dont 12 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, 78 TWh d’électricité qui sont vendus aux acheteurs obligés ou bénéficient de compléments de rémunération en 2020, pour un montant de 11,0 Md€, dont plus de la moitié subventionnée par l’État dans le cadre des mécanismes d’obligation d’achat et de complément de rémunération.

Par ailleurs, des compensations, de l’ordre de 1,9 Md€ en 2020, 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 2020

* 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 2020

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

Figure 3.4.1.6 : puissance éolienne raccordée au réseau au 31 décembre 2020

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 2020

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 2020

Source : RTE

Figure 3.4.1.9 : centrales à charbon et au fioul, situation au 31 décembre 2020

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 95 % 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’élève à 14,8 Md€ en 2020 (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 36 TWh en France en 2020, 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 2020 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 1,6 % en 2020, en raison d’une baisse de 4,3 % des volumes de consommation sur un an.

Les réseaux de distribution et le réseau de transport contribuent respectivement à hauteur de 73 % et 27 % au coût total d’acheminement de l’électricité en 2020. Les coûts unitaires en 2020 sont légèrement supérieurs aux valeurs de 2019, sauf pour le réseau de transport.

Figure 3.4.2.1 : utilisation des réseaux d’électricité

	2016		2017		2018		2019		2020
	En TWh	En M€2020	En TWh	En M€2020	En TWh	En M€2020	En TWh	En M€2020	En TWh	En M€2020
Réseau de transport	449	4 199	446	4 371	441	4 464	436	4 386	418	4 072
dont pertes	11	494	11	528	11	462	11	471	11	500
Réseaux de distribution	408	10 929	406	10 821	403	10 838	399	10 706	385	10 775
dont pertes	26	1 241	27	1 226	28	1 250	27	1 230	25	1 224
Utilisation des réseaux	484	15 128	482	15 192	478	15 302	472	15 092	452	14 847
dont pertes	37	1 735	39	1 754	39	1 712	38	1 701	36	1 724

Note : le réseau de transport a acheminé 418 TWh d’électricité en 2020 et a perçu pour cela une rémunération de 4 072 M€, dont 500 M€ correspondent à l’achat de 11 TWh dissipés lors de ce transport.
Source : calculs SDES, d’après les gestionnaires de réseaux