Mix énergétique en France

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

La production des éoliennes, quant à elle, est fonction de la vitesse du vent.
La vitesse moyenne du vent est actuellement de 6 km/h sur les terres, avec des rafales moyennes à 12 km/h.
En mer près des côtes, il est de 21 km/h, avec des rafales moyennes à 29 km/h.

Les pointes de consommation 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 GW instantanés.

Équilibrage 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 États-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.

Éolien :
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'éolien, 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.

Thermosensibilité 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 montre 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 16.5° (et sur mer de 23.2°).
On peut donc estimer que la puissance moyenne actuellement nécessaire, suivant la courbe rouge, est de 44 GW plus ou moins 5 ou 10 GW.
L'incertitude est grande car il faudrait tenir compte d'autres facteurs, comme le jour 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 imparfait sans cela, puisqu'il est de 0,64)

100 réacteurs à l'arrêt sur 57

Puissance résiduelle 44 sur 63 GW

Données : EDF, traitement France-inflation.com

Le 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 1300 MW et 4 de 1450 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 de ces arrêts est de 19 GW.

Au 5/9/2026, il y a 100 réacteurs à l'arrêt, la puissance disponible est de 44 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 cœur 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 environ 2 GW de moins.

L'année 2019 est représentative du mix énergétique en France.

Le prix de production de l'électricité pour le pays est la moyenne pondérée des différents prix de production par filière, dont voici un ordre de grandeur (2016-ADEME).

Hydraulique
La capacité hydraulique installée n'a que peu évolué depuis 1970.
En moyenne sur l'année, elle délivre 7,5 GW pour un total installé de 26 GW soit 27% de rendement.
La puissance des turbines des grands barrages a cependant été fortement augmentée, ceci pour pouvoir prendre le relais d'une centrale nucléaire qui ferait défaut de manière imprévue, pour une durée limitée.
À pleine puissance, nos grands barrages se videraient complètement en l'espace de 3 à 10 jours.
Ils ne sont utilisés que de manière ponctuelle, lors d'un creux de production des autres moyens.

Certains d'entre eux sont parfois utilisés à l'envers, c'est la fonction pompage !
On fait tourner les turbines à l'envers, et elles remontent l'eau dans le barrage.
Cela permet de stocker de l'énergie, comme une batterie, mais en utilisant la gravité.
Ainsi en cas de surproduction quelque part sur le réseau, au lieu de perdre cette énergie, on passe en mode pompage.
Également, lorsque le prix de l'électricité sur le marché européen est bas, on utilise le pompage, et l'eau remontée sera utilisée lorsqu'à l'inverse les prix de gros seront élevés, pour lisser les prix vers le bas.
Seuls quelques barrages ont cette possibilité, car il faut des circuits hydrauliques et des turbines particuliers, et aussi un réservoir au pied du barrage, pour stocker l'eau à remonter.

Nucléaire
Au niveau énergétique, le nucléaire a été le gros avantage de la France.
Après de petits réacteurs prototypes des années 70, 54 réacteurs ont été démarrés entre 1978 et 1994 puis 4 autres entre 2000 et 2002.
La capacité totale installée a été de 63 GW.
L'engagement maximal s'est produit en 2005 avec une moyenne sur l'année de 49,1 GW, soit un rendement de 78%.
L'électricité en France était parmi les moins chères d'Europe.

Après cette phase remarquable, on rentre dans une phase de décadence, avec nos gouvernants qui se laissent séduire par l'éolien et le solaire pour lesquels des moyens financiers démesurés vont être mobilisés.
Ainsi en 2015, on va jusqu'à voter une loi pour réduire à 50% la capacité nucléaire en France à l'horizon 2025.
M. Hollande, Mme Royal et M. Valls vont signer cette loi, s'engageant vers la fermeture de 22 réacteurs nucléaires et amplifiant les moyens pour installer des éoliennes et du photovoltaïque à la place.
C'est une hérésie économique, investir lourdement pour remplacer des capacités existantes et performantes.
On peut penser que le peuple français aurait dû être consulté pour une telle décision.

En 2019, M. Macron repousse l'engagement 2025 trop irréaliste à 2035, et fixe 14 réacteurs à arrêter.
En 2020, M. Macron confirme l'arrêt des 2 réacteurs de Fessenheim, amputant la France d'une capacité de 1,8 GW.

Dans ce contexte, le parc nucléaire est de moins en moins performant, et de plus il va être découvert des défauts de conception qui ont entraîné des fissurations de tuyaux fonctionnant sous forte contrainte de pression.
L'année 2022 sera la pire au niveau production d'électricité nucléaire, avec un engagement moyen de 32 GW soit 50% de rendement seulement.
L'hiver 2022/2023 va voir le risque d'un blackout pour la France, mais finalement, avec des températures relativement clémentes, une modération des consommations, un recours aux centrales thermiques et un important import depuis nos pays voisins, il n'y a pas eu de coupure.
Le traumatisme a cependant été assez fort pour que M. Macron change complètement d'avis, et lance en urgence la construction de nouveaux réacteurs.
C'est inquiétant que nos dirigeants puissent prendre des décisions aussi importantes au détriment de la France, simplement pour ce qui semble être des raisons électoralistes.

Depuis, la capacité nucléaire remonte, au rythme des modifications des centrales concernées par les fissurations.
Et le prix de l'électricité est en forte augmentation depuis 2010 car on lui fait supporter les investissements éoliens et solaires, conduits à marche forcée.
Ce qui était un avantage concurrentiel pour la France est peu à peu détruit par nos dirigeants actuels.

Éolien
Fin 2024, la capacité installée était de 24,4 GW.
En considérant une puissance moyenne par unité de 0,01 GW, cela représente plus de 2400 éoliennes, qu'il a fallu raccorder au réseau électrique avec un coût non négligeable.
En moyenne sur 2024, l'engagement de ce parc a été de 5,3 GW, soit un rendement de 21,7%.
Comparé au nucléaire, ce rendement est 3,6 fois plus faible.
Cela veut dire qu'il faut installer presque 4 fois plus de puissance pour obtenir la même quantité d'électricité.
Et la durée de vie des éoliennes n'est que de 20 ans voire 25 ans, c'est au moins le double pour les réacteurs nucléaires.

L'avantage des éoliennes tient à l'utilisation du vent, ne générant pas de CO2 pendant leur utilisation.
Mais sur leur cycle de vie total, cet avantage est réduit.
L'impact sur la faune et sur le paysage est très négatif.

Les éoliennes sont subventionnées pour partie par l'État, donc le contribuable.
Des taxes ont nettement augmenté pour cela, l'électricité produite est rachetée à un tarif avantageux aux investisseurs.
C'est un des facteurs qui contribue à l'explosion du prix de l'électricité en France.
La Programmation pluriannuelle de l'énergie version 3 ou PPE3 prévoit entre 40 et 45 GW sur terre et 18 GW sur mer installés pour 2035.
Il faudrait plutôt en installer le minimum nécessaire, au lieu de la politique du maximum possible actuellement en œuvre.

Solaire
Fin 2024, la capacité installée était de 24,4 GW, comme pour l'éolien.
En moyenne sur 2024, l'engagement de ce parc a été de 2,8 GW, soit un rendement de 11,4%.
Il faut installer énormément de capacités pour obtenir bien peu.
Ce rendement est catastrophiquement bas, de plus la production est très limitée dans la journée avec un pic vers 14h, et fortement réduite en hiver.
Il faudrait stocker l'énergie pour pouvoir mieux l'utiliser, mais il n'y a pas de solution d'ampleur viable.
La quantité de batteries nécessaires est tout simplement dissuasive.
Donc on arrête d'abord l'hydraulique, le thermique quand le soleil est là.
On stocke de manière marginale avec la fonction pompage de certains barrages.
On change les plages heures pleines, heures creuses pour essayer de déplacer la consommation dans la journée.

Mais le grand pic de consommation en France qu'il faut absolument passer se situe en hiver, vers 19h.
Et là le solaire est au plus bas et même nul.
Ce sont donc les autres sources de production qui sont mises à contribution, en ajustant au final avec de l'import si besoin.
Autrement dit, le pic de consommation en France doit être assuré sans prendre en compte le solaire.
Nos capacités sont donc suffisantes sans ce dernier, on peut dire qu'il est pratiquement inutile.
Et très cher car lui aussi subventionné.

La Programmation pluriannuelle de l'énergie version 3 ou PPE3 prévoit entre 75 et 100 GW installés pour 2035.
Cela semble clairement du gaspillage de l'argent des Français.

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

La première alerte date de 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 consommation 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
À 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.

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

Avant cette date, il avait été décidé 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.

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 isolée, il y aurait un risque de rupture en cas d'un besoin de refroidissement d'urgence du cœur du réacteur.
Les expertises menées conduisent à identifier comme à risque des centrales de conception voisine, 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 les 12 P'4 de 1300 MW sont potentiellement concernées de par 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 mondial, qui nous conduit à cette 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 note explicative du circuit concerné par la CSC

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