Mix Energétique en France

Puissances utilisées en GigaWatts

Puissance mise en oeure en pointe le 10/01/2024 et aujourd'hui (GW):

Date	2024-01-10 19h00	2025-04-18 14:00	Capacités installées	Taux de Charge
Consommation	83.5	53.2
Import / Export	3.5	9.5	18.7/20.6	46%
Pompage	-0.07	-0.4	5	8%
Production	80.1	63.1	153.7	41%

Production par filière
Nucleaire	50.7	36.7	61.4	60%
Hydraulique	16.2	6	25.8	23%
Eolien	3.3	4.3	23.6	18%
Solaire	0	14.8	17.4	85%
Bioenergies	0.65	0.95	2.4	40%
Gaz	8.4	0.3	13.1	3%
Fioul	0.9	0.1	3	3%
Charbon	0.01	0	1.8	0%

Détail Production Hydraulique
Fleuves		4.84	11.6	42%
Grands barrages		1.03	8.8	12%
Step en turbinage		0.08	5.1	2%
Step en pompage		-0.4	4.38	-9%

Détail Production Eolien
Sur Terre	3	3.31	22.1	15%
En Mer	0.3	0.96	1.5	65%

Détail Import(+) Export(-)
Angleterre	0.54	-3.03	3.5	87%
Espagne	0.8	0.95	2.2/2.6	37%
Italie	-0.56	-1.68	1.2/2.7	62%
Suisse	0.91	-2.02	1.1/2.7	75%
Allemagne, Belgique	1.45	-1.89	10.7/9.1	18%

La production des éoliennes, quant à elle, est fonction de la vitesse du vent.
La vitesse moyenne du vent est actuellement de 12 km/h sur les terres, avec des rafales moyennes à 26 km/h
En mer près des côtes, il est de 22 km/h, avec des rafales moyennes à 37 km/h

Comment sont assurées les pointes de consommation

Les pointes de consommations ont lieu pendant les mois d'hiver, en général en Janvier.

Pour 2024, la pointe a eu lieu le 10 Janvier à 19h00, avec 83.524 GigaWatt instantanés.

Equilibrage Européen :
Il faut engager toutes nos capacités pour passer ces pointes, et cela ne suffit pas toujours, on a parfois recours à de l'import depuis l'Europe.
La plupart du temps, nous exportons vers ces pays, mais grâce au fait que les pointes ne se produisent pas en même temps pour tous, un équilibrage ponctuel en notre faveur est possible.
Pour l'hiver 2022/2023, suite aux problèmes de corrosion sous contrainte dans nos centrales nucléaires, nous avons eu recours à cette ressource de manière importante, cela nous a coûté quelques Milliards.

Nucléaire :
Notre atout Français au niveau énergétique.
Avec 57 réacteurs nucléaires, nous avons le deuxième plus grand parc au monde, après les Etats Unis, mais allons être très bientôt dépassés par la Chine.
Nos réacteurs assurent environ 70% de nos besoins en électricité.
Dans un fonctionnement normal, la production annuelle est de 77% de la capacité totale installée, car il faut prévoir des arrêts pour recharger le combustible, pour les visites de conformité, pour les aléas.
Les arrêts programmables sont positionnés en dehors de la période hivernale

Hydraulique :
La production hydroélectrique est dépendante de la pluviométrie qui varie de manière saisonnière et aussi au fil des années (climat).
Les barrages peuvent lisser une partie de ces variations grâce à leur stockage de l'eau.
Ils sont souples et pilotés en temps réel pour s'ajuster à la demande qui est plus faible en été qu'en hiver.
Les centrales au fil de l'eau sont, elles, dépendantes des variations de débit, qui en général baisse en période estivale. Elles sont relativement en phase avec les variations saisonnières de consommation.

Eolien :
Sa production varie fortement dans l'année, elle est plus forte dans les saisons à faible ensoleillement, il peut aider pour les pointes hivernales mais est sujet à des périodes problématiques sans vent (anticyclone hivernal).
Son taux moyen de production est cependant assez faible, seulement 25% des capacités installées.
On ne régule pas sur l'Eolien, bien que ce soit techniquement possible, car cela ferait encore descendre son rendement.

Solaire :
Le solaire est très cyclique dans la journée et au fil des saisons.
En hiver, il est au plus bas, et sur les pointes de 19h, il est absent.
Cela veut dire que nous devons avoir assez de capacité, sans le solaire, pour passer les pointes.

De ce fait, dans la journée, quand le solaire produit, nous réduisons d'autant la production d'autres moyens.
En général, il s'agit des capacités hydrauliques, car les plus souples (arrêt/démarrage sous ~1/4 h).
Cela revient à stocker cette énergie dans les barrages (l'eau non utilisée pendant le solaire sera utilisée ultérieurement) et même, pour une petite partie, en pompant l'eau pour la remonter dans les barrages (STEP).

Le solaire ne peut donc être vraiment utile que si l'on arrive à stocker une part de son énergie, quand il produit à plein.
Actuellement, les barrages sont mis à contribution pour cela, des salles géantes de batteries sont en expérimentation.
On envisage aussi de pouvoir déplacer les pics de consommation dans les années à venir (heures creuses en journée par exemple).
Le taux d'utilisation du solaire est très bas, on n'obtient que 12% de production de l'ensemble des capacités installées.

Gaz, Fioul et même charbon :
Encore nécessaires surtout du fait de la remontée en charge du nucléaire, prévue pour 2025.

Pompage (STEP):
Permet le stockage d'énergie par une utilisation astucieuse des barrages hydroélectriques.
Quand on peut avoir un réservoir en sortie des turbines, on peut alors pomper cette eau pour la remonter dans les barrages, pendant les périodes de surproduction d'électricité.
Mais cette part reste très limitée.

Plus il fait froid, plus on consomme d'électricité

Cela paraît assez naturel, en voici la visualisation statistique.

Thermosensibilite de la consommation électrique

La consommation d'électricité est fortement liée aux températures.
Ainsi, en France, la pointe de consommation se situe en hiver, généralement en Janvier ou Février.

En graphiquant l'historique de la puissance moyenne journalière nécessaire en fonction de la température moyenne de chaque journée, et ce pour les périodes hivernales depuis 2014, on peut voir que les deux grandeurs sont reliées entre elles : plus la température baisse et plus la consommation d'électricité augmente.

La droite indique 2 GW de plus à chaque baisse de 1° de la température.

La cause en est le chauffage électrique, très utilisé en France.
Et cela devrait encore s'accentuer à l'avenir avec la volonté de diminuer le chauffage aux énergies fossiles.

La même analyse pour les journées de la saison estivale montrent une augmentation de la consommation d'électricité quand la température augmente, dans une moindre mesure cependant.
Cette fois c'est la climatisation qui est en cause, et son utilisation devrait aussi augmenter dans l'avenir, avec les étés qui ont tendance à être plus chauds.


La température moyenne actuelle en France est de 15.4° ( et sur mer de 13.8°)
On peut donc estimer que la puissance moyenne actuellement nécessaire, suivant la courbe rouge, est de 46 GW plus ou moins 5 ou 10 GW.
L'incertitude est grande car il faudrait tenir compte d'autres facteurs, comme la journée de la semaine (moins de consommation le week-end et jours fériés), la durée de la période froide, l'ensoleillement, l'humidité ...
(coefficient de régression R² mauvais sans cela puisque il est de 0.64)

La parc nucléaire français

Notre parc nucléaire est composé de 57 réacteurs.
Ces réacteurs sont de différentes générations, ils ont été mis en service entre 1979 (Bugey) et 2002 (Civaux).
Les plus récents sont les plus puissants : 32 de 900 MW, 20 de 1 300 MW et 4 de 1 450 MW.
Le dernier, FLAMANVILLE 3, a démarré en septembre 2024, c'est le plus puissant de tous avec 1600 MW.
Il va monter en puissance très progressivement pour être raccordé au réseau électrique en fin d'année.

La puissance totale installée est de 63 GW à mi-2024.

Chaque réacteur a des périodes assez longues d'arrêt de production pour inspection, maintenance, résolution d'incidents, recharge de combustible tous les 18 mois, modifications.
Vous avez ici la liste des réacteurs actuellement à l'arrêt avec la durée totale des arrêts en cours et leur durée restante. La puissance actuellement perdue du fait des ces arrêts est de 18 GW.

Au 18/4/2025, il y a 16 réacteurs à l'arrêt, la puissance disponible est de 45 GW

Les arrêts les plus longs concernent la résolution des problèmes de corrosion sous contrainte qui ont mis à mal notre capacité de production à partir de 2020 et conduit à la crise de l'hiver 2022.

Et le programme dit de "Grand carénage" en référence à la rénovation des grands navires dans la marine.
Il consiste pour le plus critique à remplacer les générateurs de vapeur au coeur des réacteurs nucléaires.
Mais aussi remplacer les échangeurs des tours aéroréfrigérantes, rénover la machinerie turbines, condenseurs, rotor alternateurs.
En plus de cela, de nombreuses autres modifications sont réalisées, moins en lien direct avec les réacteurs.
Cette modernisation concerne les réacteurs de 900 MW et doit permettre de prolonger leur durée d'exploitation au-delà de 40 ans.


En février et juin 2020, les 2 réacteurs nucléaires de Fessenheim ont été définitivement arrêtés, soit env 2 GW de moins.

MARCHE DE GROS DE L'ELECTRICITE EN EUROPE

1) Régulation
C'est ce marché de gros qui est régi par la règle du "plus méritant" à savoir que pour satisfaire les besoins en électricité, on active d'abord les centrales électriques les moins coûteuses, pour finir par les centrales les plus onéreuses, soit les centrales thermiques (pétrole, gaz, charbon...) si le besoin n'est pas couvert

Et c'est le coût de la dernière centrale engagée qui va dicter le prix de toute l'électricité achetée sur ce marché.
On comprend donc qu'en période de forte demande, le coût de l'électricité sur le marché de gros augmente, car on active alors les centrales les plus onéreuses.

2) Types de contrats
Il y a deux types de marchés, celui des "contrats à terme" pour lesquels on achète des volumes dans une période à venir (année, trimestre, mois...).
Les contrats négociés avant les crises permettent de se protéger temporairement des hausses. Cela semble être le cas pour l'Allemagne, l'Espagne par exemple, qui achètent des volumes importants tout au long de l'année.
Mais ces contrats peuvent aussi emplifier les hausses par un effet d'anticipation de pénurie. Ainsi en Août 2022, les contrats Français se sont envolés à 1000 €/MWh.

Des volumes sont ensuite ajustés sur le marché "Spot" avec des enchères en temps réels, où les prix sont très volatils, variant d'une minute à l'autre.

Réveil politique sur le nucléaire Français

Alors que la France est historiquement exportatrice d'électricité, elle est devenue importatrice.

La première alerte date mi-2020.
La puissance nucléaire est descendue pour une première fois à seulement 30 GW au lieu des 40 GW traditionnels.
En crise Covid, la comsommation d'électricité avait baissé pendant les confinements, mais ensuite le parc nucléaire remonte en charge trop tardivement, il faudra importer une première fois de l'électricité en Août 2020 pour alimenter le besoin de la France.

Décrochement depuis novembre 2021
A cette date, notre capacité en électricité d'origine nucléaire n'est pas remontée à son niveau habituel de fin d'année, soit environ 55 GW, nous obligeant à importer pour combler ce manque.
Mi-2022, la situation s'est aggravée, avec la moitié du parc nucléaire à l'arrêt pour maintenance planifiée d'une part, mais aussi suite à la découverte de fissurations inquiétantes sur les derniers générateurs.
La puissance disponible baisse à 25 GW seulement, à comparer aux 40 GW traditionnellement disponibles à mi-année.

Nous devons donc faire produire au maximum nos centrales thermiques en particulier, achetant du Gaz, du Gasoil et même du charbon au prix fort.
Et en plus importer de l'électricité, payée au prix du marché Européen qui s'est lui même envolé.
Le prix de l'électricité est entré dans une zone de turbulence avec de fortes hausses au final.
Nous risquons de plus de manquer d'électricité sur les mois d'hiver, comble pour un pays structurellement exportateur.

L'hiver 2022/2023 se retrouve à risque avec un parc nucléaire qui n'est pas remonté à 50 GW depuis 2020.

A partir de cette crise, la politique de la France sur le nucléaire est complètement revue.

Avant cette date, il avait décidé de par la loi une réduction de notre capacité nucléaire de 75% à 50%.
Cela représentait une réduction de notre capacité de plus de 20 GW.
Les réacteurs concernés étaient les plus anciens, soit 22 réacteurs de 900 MW chacun.
Les premiers arrêtés ont été les deux de Fessenheim, en 2020, soit 1.8 GW de baisse de capacité.

Mais les craintes d'un manque d'électricité pour l'hiver 2022 et la redécouverte des bienfaits de notre parc nucléaire nous protégeant des fluctuations et des dépendances de pays économiquement hostiles, ont été comme un réveil.
Du jour au lendemain, au lieu d'arrêter un tiers de notre parc nucléaire, il fallait accélérer la construction de 14 nouveaux réacteurs.

CAUSES DU DECROCHEMENT DE NOTRE PUISSANCE ELECTRO-NUCLEAIRE

Changement dans la conception des derniers réacteurs

En octobre 2021, lors de la 2ème visite décennale du réacteur de Civaux 1, EDF découvre des fissurations consécutives à de la corrosion sous contrainte sur des coudes de tuyauteries du circuit d'injection de sécurité.
Cette tuyauterie étant connectée au circuit primaire du réacteur, sans possibilité d'en être isolé, il y aurait un risque de rupture en cas d'un besoin de refroidissement d'urgence du coeur du réacteur.
Les expertises menées conduisent à identifier comme à risque des centrales de conception voisines, 12 des plus récentes et des plus puissantes de notre parc (1300 et 1450 MW).
EDF décide alors d'arrêter ces 12 installations et de les réparer à l'identique en remplaçant la partie du circuit en cause.
Pour 10 d'entre elles, ce devrait être terminé fin 2022, les restantes seront réparées et remises en fonction d'ici mi-2023.

La cause de ces corrosions sous contrainte ou CSC semble être une géométrie modifiée de ces tuyaux par rapport aux réacteurs de génération précédente.
Les 4 N4 de 1450 MW et le 12 P'4 de 1300 MW sont potentiellement concernées de part leur conception.
Les analyses vont continuer pour mieux comprendre le phénomène et en tirer toutes les conséquences.

Concomitance d'autres facteurs

Par le hasard des choses, plusieurs autres problématiques étaient déjà existantes avant cette découverte de CSC fin 2021:

-Opération Grand Carénage en cours : pour prolonger la durée de vie des réacteurs au-delà de 40 ans, 6 mois d'arrêt chacun.
-Maintenance reportée durant 2020 suite Covid: années 2022/2023 avec plus d'arrêts.
-Arrêt de 2 réacteurs de Fessenheim: fait en février et juin 2020, perte d'un potentiel de 1.8 GW à partir de cette date.


C'est l'ensemble de tous ces facteurs, se produisant en pleine période de crise sur l'approvisionnement énergétique mondiale, qui nous conduit à cette une période de forte tension sur l'alimentation en électricité de la France pour l'hiver 2022/2023,.
Il y avait 26 réacteurs à l'arrêt mi-2022, il faut en redémarrer plus d'une douzaine pour fin 2022.

* un cas différent de CSC avait été rencontré et traité en 1983 par EDF, mais la cause était différente.

Pour en savoir plus:

Une notre explicative du circuit concerné par la CSC

la vidéo de la séance publique du Sénat consacrée à cette question:

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