3.4 Hausse prononcée de la production d’électricité, tirée par le nucléaire et l’hydraulique

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 503 TWh en 2023 (figures 3.4.1.1 et 3.4.1.2). Elle augmente de 10,7 % par rapport à 2022 et atteint un niveau proche de celui de 2020.

Cette hausse s’explique surtout par celle de la production nucléaire (+ 14,7 %, à 320 TWh) en raison de la plus grande disponibilité du parc (cf. 2.2.2). La production d’électricité nucléaire représente 63,7 % de la production d’électricité en France en 2023. De plus, la production hydraulique augmente sensiblement (+ 18,9 %, à 61 TWh), après une année 2022 marquée par une sécheresse historique. Les précipitations nettement plus abondantes en 2023 ont augmenté le débit des cours d’eau et alimenté davantage les stocks hydrauliques. La production éolienne est également très dynamique en 2023 (+ 32,1 %) en raison de la forte augmentation des capacités installées et des conditions de vent très favorables, notamment en fin d’année. Enfin, le photovoltaïque continue de se développer : + 11,2 % en 2023. En conséquence, la production thermique classique, qui permet de faire face à une baisse de la production renouvelable et nucléaire ou de répondre à un pic de demande, diminue de 25,0 % en 2023, pour s’établir à 50 TWh.

Figure 3.4.1.1 : production nette d’électricité

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

Figure 3.4.1.2 : production nette d’électricité

	2019		2020		2021		2022		2023
	En TWh	En M€2023	En TWh	En M€2023	En TWh	En M€2023	En TWh	En M€2023	En TWh	En M€2023
Production nucléaire	379		335		361		279		320
dont Arenh	120	5 729	126	5 832	126	5 766	126	5 590	127	5 317
Production hydraulique*	61		67		64		51		61
dont hydraulique sous OA	6	556	7	600	6	541	4	430	3	346
dont subventions OA		255		308		4		- 405		- 316
Production éolienne	35		40		37		38		50
dont éolien sous OA	32	3 235	39	3 907	35	2 963	32	3 534	36	3 844
dont subventions OA		1 720		2 174		150		- 2 348		- 3 448
Production photovoltaïque	12		13		15		20		22
dont photovoltaïque sous OA	12	4 084	13	3 979	15	4 173	19	4 952	23	4 650
dont subventions OA		3 513		3 507		2 940		1 500		43
Production thermique renouvelable et géothermie	10		10		11		11		12
dont sous OA	8	1 241	8	1 288	9	1 431	8	1 463	7	1 820
dont subventions OA		829		880		737		24		494
Production thermique non renouvelable	49		44		45		56		38
dont sous OA	12	2 650	12	2 461	12	3 182	11	3 976	10	2 650
dont subventions OA		1 890		1 724		1 829		1 898		584
Autre (Interconnexion**)		49		36		90		198		86
dont subventions		8		- 6		48		145		20
Production subventionnée hors OA en ZNI***	2	1 003	3	923	2	932	3	984	4	1 088
dont subventions		717		646		574		581		580
Total production France entière	547		510		532		455		503
Subventions totales (y compris interconnexions et charges de péréquation dans les ZNI)		8 931		9 234		6 282		1 394		- 2 042

* 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 : SDES, Bilan de l’énergie

Nucléaire

En raison d’une plus grande disponibilité du parc nucléaire, la production nette d’électricité nucléaire augmente de 14,7 % en 2023, à 320 TWh (cf. 2.2.2). La disponibilité du parc s’est améliorée par rapport à l’année 2022, marquée par les multiples arrêts pour maintenance et contrôles à la suite de la découverte d’un problème de corrosion dans les circuits de refroidissement de la centrale de Civaux à l’automne 2021. Cependant, la production nucléaire reste à un niveau bas (- 15,6 % par rapport à 2019).

Dans le cadre du dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), un peu plus d’un tiers de la production nucléaire, soit 127 TWh, a été rachetée à EDF par les fournisseurs alternatifs ainsi que par les gestionnaires de réseaux pour la couverture de leurs pertes, pour un montant de 5,3 Md€. Un cinquième, soit 27 TWh, ont été cédés pour compenser les pertes liées au transport d’électricité, dont la plus grande partie vient de la dissipation de chaleur par effet Joule.

Hydraulique

La production hydraulique nette (y compris énergies marines et pompages) progresse nettement en 2023 (+ 18,9 %) et s’établit à 61 TWh (cf. 2.2.3) du fait de conditions hydrologiques plus favorables après une année 2022 de production historiquement basse. La production hydraulique en 2023 constitue ainsi plutôt un retour à une situation moyenne qu’à une année de forte production hydraulique.

Un peu moins de 4,2 TWh (6,9 % 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 2023, 3 TWh sont produits dans le cadre de contrats d’obligation d’achat ou compléments de rémunération. Auparavant, le tarif d’achat concernait les installations de moins de 12 MW. Depuis le 30 mai 2016, et au 31 décembre 2023, 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’offres pour les installations de puissance comprise entre 1 et 4,5 MW. Comme en 2022, les charges de l’État pour cette filière sont négatives en 2023 (- 316 M€). Les prix garantis par les contrats d’obligation d’achat sont devenus inférieurs aux prix de gros en 2022 et 2023, ce qui a entraîné des résiliations anticipées de contrat. Le nombre de résiliations est moindre en 2023.

Éolien

Grâce à la progression des capacités installées, la production éolienne progresse de 32,1 % en 2023 et s’établit à 50 TWh (cf. 2.2.3). Après s’être envolés en 2022, les prix de gros de l’électricité restent en 2023 à un niveau nettement supérieur à celui des années précédentes. En conséquence, les subventions à la filière éolienne dans le cadre du dispositif des obligations d’achat et des compléments de rémunération sont négatives, à - 3,4 Md€. En effet, les compensations aux opérateurs se fondent sur la différence entre un tarif fixé à l’avance et le prix de marché. Les prix de gros de l’électricité ayant dépassé le tarif en 2023, les producteurs éoliens concernés ont vendu leur production en dessous du prix de marché.

Solaire photovoltaïque

La production solaire photovoltaïque progresse en 2023 (+ 11,2 %) et s’établit à 22 TWh en raison de l’augmentation de la puissance du parc consécutive à un rythme d’installation nettement accéléré (cf. 2.2.3). Le champ couvert par cette production inclut la production photovoltaïque autoconsommée qui s’élève à 0,9 TWh en 2023. L’État, via les dispositifs d’obligation d’achat et de compléments de rémunération soutient particulièrement les différentes formes de production photovoltaïques (autoconsommation et vente en totalité). Cependant, en 2023, les montants des subventions attribués à la filière solaire tombent à leur niveau le plus bas depuis 2012, soit 43 M€. Cela s’explique, comme pour l’éolien, par le différentiel entre le prix de marché et le tarif fixé à l’avance.

Thermique classique

L’ajustement de l’offre à la demande d’électricité est, pour l’essentiel, assuré par la filière thermique classique à partir de combustibles fossiles ou renouvelables, dont les moyens de production peuvent être démarrés ou stoppés très rapidement selon les besoins. En 2023, la production thermique diminue de 25 % et s’établit à 50 TWh (figure 3.4.1.3). En effet, dans un contexte de hausse des productions d’origine nucléaire et hydraulique, les installations thermiques classiques, utilisées comme moyens de pointe pour ajuster l’offre à la demande, ont été davantage sollicitées que l’année précédente.

Le rendement électrique moyen des centrales, qui rapporte la production d’électricité à la consommation de combustibles nécessaire à cette production, est très différencié selon le combustible utilisé. En 2023, il s’élève à 64 % pour le gaz naturel, 43 % pour la biomasse, 41 % pour le biogaz, 42 % pour les produits pétroliers, 32 % pour les déchets ménagers. Ces derniers sont consommés principalement par des incinérateurs dont le but premier est la destruction des déchets et non la conversion énergétique. À l’inverse, les centrales fonctionnant au gaz naturel, en particulier celles qui sont dédiées à la production d’électricité seule, affichent en moyenne le meilleur rendement, convertissant plus de 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. Les centrales de cogénération qui produisent à la fois de la chaleur et de l’électricité à partir de la biomasse ou des déchets tirent les rendements électriques de ces combustibles à la baisse. Leur efficacité globale reste néanmoins plus importante car le rendement de la production de chaleur y est conventionnellement fixé à 85 %. Les rendements énergétiques apparents sont dispersés, en particulier dans le cas du biogaz, dont la teneur en méthane peut être très variable, et de la biomasse, dont la composition et le taux d’humidité ne sont pas très homogènes (figure 3.4.1.4). Le pouvoir calorifique de ces combustibles est estimé avec beaucoup plus d’imprécision et les différences de rendements apparents témoignent vraisemblablement des différences de pouvoirs calorifiques non pris en compte. Pour le gaz naturel et le pétrole, les faibles rendements sont principalement observés lorsque ces combustibles sont mélangés avec des déchets ou des gaz de raffineries (qui sont classés parmi les produits pétroliers mais peuvent contenir d’autres gaz).

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 16 TWh en 2023, et a été subventionnée à hauteur de 1,1 Md€.

Figure 3.4.1.3 : production thermique classique nette par type de combustibles

* EnRt = énergies renouvelables thermiques.
Lecture : en 2023, 28 TWh d’électricité ont été produits par combustion de gaz naturel, dont 11 TWh à l’aide d’un procédé de cogénération.
Source : SDES, Bilan de l’énergie, enquête annuelle sur la production d’électricité

Figure 3.4.1.4 : répartition des combustibles par tranche de rendement en 2023

Lecture : en 2023, 45 % de la consommation de produits pétroliers pour produire de l’électricité a été réalisée dans des centrales avec un rendement énergétique compris entre 40 et 50 %.
Note : la taille des ronds est proportionnelle au poids du combustible par tranche de rendement dans la consommation totale de ce combustible pour produire de l’électricité. En cas d’utilisation de plusieurs combustibles par une centrale, la production est répartie entre ces derniers en proportion : une centrale consommant plusieurs combustibles apparaît ainsi dans plusieurs ronds sur la même tranche.
Champ : centrales thermiques.
Source : SDES, enquête annuelle sur la production d’électricité

Sur l’ensemble des filières de production, ce sont, au total, 79 TWh d’électricité qui sont vendus pour un montant de 13,3 Md€ aux acheteurs obligés. Les subventions de l’État dans le cadre des mécanismes d’obligation d’achat et de compléments de rémunération sont négatives en 2023 (- 2 Md€). En effet, les compensations aux opérateurs se fondent sur la différence entre un tarif fixé à l’avance et le prix de marché. Les prix de gros de l’électricité ayant dépassé les tarifs fixés en 2023, les producteurs éoliens et hydrauliques concernés ont reversé à l’État la différence entre le prix du marché et le prix prévu à l’avance dans leur contrat.

Par ailleurs, des compensations, de l’ordre de 2,2 Md€ en 2023, sont accordées par l’État aux producteurs situés dans les zones non interconnectées (les îles françaises dont l’éloignement géographique empêche ou limite une connexion au réseau électrique continental) dans le cadre de la péréquation géographique tarifaire⁶. 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 3.4.1.5 : sites nucléaires, situation au 31 décembre 2023

* REP : réacteur à eau pressurisée.
** EPR : réacteur pressurisé européen.
*** La centrale du Bugey est en circuit mixte.
Source : DGEC

⁶ 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 3.4.1.6 : puissance hydraulique (hors pompages, y compris énergies marines) raccordée au réseau au 31 décembre 2023

Source : SDES, Bilan de l’énergie, enquête annuelle auprès des producteurs d’électricité

Figure 3.4.1.7 : puissance éolienne raccordée au réseau au 31 décembre 2023
En MW

Source : SDES, Bilan de l’énergie, d’après raccordements Enedis, RTE, EDF-SEI, CRE et les principales ELD

Figure 3.4.1.8 : puissance photovoltaïque raccordée au réseau au 31 décembre 2023
En MW

Source : SDES, Bilan de l’énergie, d’après raccordements Enedis, RTE, EDF-SEI, CRE et les principales ELD

Figure 3.4.1.9 : centrales au gaz naturel, situation au 31 décembre 2023

Source : RTE

Figure 3.4.1.10 : centrales à charbon et au fioul, situation au 31 décembre 2023

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 et le réseau de distribution. Le réseau de transport, géré par RTE sur le territoire continental, comprend les lignes à très haute tension (« HTB »). En 2023, il atteint une longueur totale d’environ 106 000 km. Le réseau de transport 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 1,4 million de kilomètres. Enedis est le gestionnaire d’un réseau couvrant 95 % des clients du territoire continental, une centaine d’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 s’élève à 16,3 Md€ en 2023 (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 37 TWh en France en 2023, entraînant une charge de 5,3 Md€ pour les gestionnaires. Nette de la valeur de ces pertes (qui, in fine, constitue une rémunération des producteurs), une rémunération de 11,0 Md€ en 2023 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, augmente très légèrement, de 0,1 % en 2023, en lien avec la baisse des volumes de consommation (- 3,0 %).

Les réseaux de distribution et le réseau de transport contribuent respectivement à hauteur de 75 % et 25 % au coût total d’acheminement de l’électricité en 2023.

Les coûts unitaires en 2023 sont supérieurs aux valeurs de 2022 sur les réseaux de transport. Le coût unitaire de l’usage des réseaux de distribution diminue (- 9 %) alors que le coût unitaire des pertes associées augmente (+ 59 %) sur la même période.

Figure 3.4.2.1 : utilisation des réseaux d’électricité

	2019		2020		2021		2022		2023
	En TWh	En M€2023	En TWh	En M€2023	En TWh	En M€2023	En TWh	En M€2023	En TWh	En M€2023
Réseau de transport	436	4 847	418	4 480	438	4 715	420	2 305	406	4 035
dont pertes	11	521	11	550	11	598	10	516	11	1 201
Réseaux de distribution	399	11 831	385	11 857	404	12 491	387	13 980	373	12 264
dont pertes	27	1 359	25	1 347	28	1 776	25	2 571	25	4 131
Utilisation des réseaux	472	16 678	452	16 337	475	17 206	454	16 284	440	16 299
dont pertes	38	1 880	36	1 897	39	2 373	35	3 087	37	5 332

Lecture : le réseau de transport a acheminé 406 TWh d’électricité en 2023 et a perçu pour cela une rémunération de 4 035 M€, dont 1 201 M€ correspondent à l’achat de 11 TWh dissipés lors de ce transport.
Source : SDES, Bilan de l’énergie, d’après les gestionnaires de réseaux