Regards comparés sur l'électricité en France entre 2019 et 2022 à l'entrée de l'hiver

Publié par Bernard Maillard sur 16 Décembre 2022, 18:06pm

Catégories : #Economie, #Géopolitique, #politique, #énergie

L'examen porte sur les données publiées par RTE pour les deux périodes 1er au 15 décembre, en 2019, et en 2022. Ces deux périodes se situent juste avant l'entrée dans l'hiver et avant les fêtes de fin d'année. Décembre 2019 précède la crise COVID et la fermeture de Fessemheim (1800 MW) réalisée à la demande des Pouvoirs Publics en 2020.

Le pic de consommation en électricité a augmenté entre ces deux périodes de 2019 et 2022 de + 1974 MW. Cette variation entre 2019 et 2022 devra être évaluée et consolidée sur la durée car très dépendante de la température ( pour mémoire en hiver, un degré de moins en moyenne sur la France donne lieu à un appel de puissance de 2400 MW). La quasi stabilité de la demande en électricité, hors variation induite par la température, est l’hypothèse prise en référence dans l'analyse qui suit, dans un contexte d’attention à la performance et à la sobriété énergétique, et de développement de nouveaux besoins, démographie, besoins de la société, numérique, mobilité électrique…

Concernant le pilotable avec le thermique à flamme, la puissance appelée a été en diminution de 660 MW en 2022 par rapport à 2019 sur cette période, l’augmentation de la production par le gaz compensant partiellement la baisse de production par fioul et charbon.

Pour l’hydraulique, la puissance appelée a baissé de 337 MW. Il convient de garder en mémoire que l’hydraulicité et le volume d’eau retenu dans les barrages à la sortie de l’été 2022 étaient relativement faibles.

Pour le nucléaire, la puissance appelée a baissé de 5222 MW entre 2019 et 2022 dans cette période de première quinzaine de décembre. L’arrêt, non compensé par de la puissance pilotable décarbonée, de 1800 MW de Fessemheim en 2020 à la demande des Pouvoirs Publics, représente le tiers de de ce manque de puissance pilotable nucléaire décarbonée entre décembre 2022 par rapport à décembre 2019. Les deux autres tiers sont à rechercher dans le contexte spécifique de 2022, suites COVID, et traitement de l’aléa corrosion sous tension, le Grand Carénage pour l’allongement de la durée d’exploitation ayant déjà débuté en 2019.

D’où une baisse de la puissance pilotable décarbonée de 5559 MW ( Hydraulique et nucléaire) et une baisse totale de la puissance maximale pilotable effectivement appelée de 6219 MW ( 660 MW baisse du thermique à flamme, 337 MW baisse de l'hydraulique, 3422 MW baisse disponibilité nucléaire, 1800 MW arrêt prématuré de Fessemheim)

Concernant l’intermittence, une faible partie peut concourir aux besoins de pointe, partie d’autant plus faible que la pointe peut se situer la nuit en période de froid prolongé par une situation anticyclonique de plusieurs jours sans vent. A noter que sur la période, la puissance maximale produite par l’éolien, entre 2019 et 2022, a diminué durant cette période du premier au 15 décembre de 5246 MW, cette diminution étant elle même plus importante que la baisse de la puissance nucléaire (baisse de 5222 MW) entre 2019 et 2022 durant cette période !

La puissance appelée en importation a augmenté de 8477 MW, de manière cohérente avec une baisse des exportations de 7305 MW, et avec l’augmentation de la consommation d’une part ( + 1974 MW), et la baisse de production pilotable disponible, (- 6219 MW). Les productions intermittentes n’ont apporté quant à elles aucune contribution déterminante à cet équilibre.

En ordre de grandeur, nous avons ainsi, de manière cohérente, 2 GW de demande complémentaire avec une baisse de 6 GW du pilotable qui induit une augmentation de 8 GW des importations.

Analyse:

Avec une très intense mobilisation des exploitants et des prestataires fournisseurs associés, L’hydraulique et le nucléaire, pilotables et décarbonés, constituent toujours le socle plus de deux tiers de la production d’électricité en France, qui demeure par ailleurs l’une des plus décarbonées d’Europe, dans un contexte de quasi stabilité de la demande en électricité. Les prix de marché qui demeurent au 15 décembre 2022 à 360 Euro le MWH pour le ruban 2023, ruban qui avait franchi de manière totalement excessive les 1000 euro le MWh le 26 aout 2022 , (source EEX futures) demeurent fortement éloignés des éléments structurels des coûts de production en France. Pour mémoire, EDF continue de se voir imposer mettre une très grande partie (100 TWH) de sa production nucléaire à disposition de fournisseurs dits alternatifs au coût fixe depuis 2012 , et reconduit pour 2023, de 42 euro le MWh via la léonine régulation Arenh.

14361 MW atteint en importation en décembre 2022, représente quasiment le maximum des capacités de transit à l’importation, avec une importation massive d’électricité carbonée des pays voisins. Il n’y a plus de marge de ce côté pour l'équilibre offre demande en France, à demande et production constantes. A noter également que les importations ont été faites en provenance de pays qui produisent une électricité largement plus carbonée que l'électricité produite en France (cf carte ci jointe, sur douze derniers mois, en novembre 2022, 143 g d'équivalent CO2 par kWh pour la Belgique, 173 pour la Suisse, 184 pour l'Espagne, 242 pour le Royaume Uni, 299 ^pour les Pays Bas, 384 pour l'Italie, 500 pour l'Allemagne, contre 111 g équivalent CO2 par kWh pour la France ).

Le jalon de 50 GW disponible pour le nucléaire, signalé par RTE pour début janvier pour éviter le risque de délestage en France, devrait, s’il est effectivement atteint par EDF, permettre de retrouver une marge complémentaire de 3 à 4 degrés au regard de l’abaissement de la température moyenne pouvant être franchi. Mais une vague de Froid sur plusieurs jours, de 5 à 10 degrés en dessous des températures rencontrées en décembre 2022 pourrait conduire à augmenter de manière significative une exposition, inacceptable, de la France au risque de délestage, voire de black-out. L’inacceptable risque de délestage en France demeure en conséquence avéré à ce jour en France.

Confirmation en conséquence, de l’enjeu, pour la sûreté du système électrique et pour la lutte prioritaire contre l’effet de serre climatique, pour la France, comme pour l’Europe, de développer le productible pilotable décarboné, hydraulique et nucléaire, en priorité une avec la mobilisation industrielle et les sources de financement adaptées.

Avec, pour le nucléaire,

La nécessaire poursuite de la très forte mobilisation industrielle d’ores et déjà en cours pour les opérations de Grand Carénage permettant de prolonger la durée d’exploitation des réacteurs, pour traiter les suites COVID et l’aléa corrosion sous tension, l’objectif poursuivi devant être de pouvoir retrouver à terme une disponibilité en hiver comme le parc nucléaire français a su déjà l’atteindre, comparable aux meilleurs standards internationaux, tout en préservant, comme depuis l’origine du parc nucléaire français, la sûreté nucléaire en priorité une,
l’opportunité de procéder à des opérations d’augmentation de puissance qui ont déjà été envisagées pour le palier 1300 MW, ce qui nécessite de faire éliminer le bridage aujourd’hui inscrit dans la Loi de la production nucléaire en France
de renoncer, sans préjudice de la sûreté nucléaire, à la fermeture anticipée des 14 réacteurs telle qu’aujourd’hui prévue par la loi PPE, et en lançant, sans plus tarder, les programmes EPR2 voire SMR, dans la concertation la plus étroite avec les populations, collectivités et territoires concernés

Et pour l’hydraulique, le développement, en concertation étroite avec les populations, collectivités et territoires concernés, des moyens de stockage complémentaires susceptibles d’être développés, dans les zones en relief, voire dans les espaces maritimes.

Confirmation de la non pertinence pour la France d’un programme massif de développement de la production intermittente qui peut varier de manière décorrélée avec la demande en électricité dans un facteur 1 à 100 en plein hiver ( cf variation de 150 MW à 15 000 MW de l’éolien en France en janvier 2022). La France doit faire valoir le principe de subsidiarité, qui guide le fonctionnement de l'Union Européenne, pour faire écarter tout objectif de développement du renouvelable intermittent inadapté à la situation de la France qui dispose déjà d'une électricité déjà quasi décarbonée grâce au parc hydraulique et nucléaire existant.

Tout développement du renouvelable à petite échelle, en étroite concertation avec les territoires et populations concernés, demeure quant à lui le bienvenu, sans préjudice des ressources industrielles et financières devant être prioritairement mobilisées pour retrouver des marges dans la production pilotable décarbonée d’électricité. Les innovations développées dans les systèmes insulaires qui ne bénéficient pas à ce stade du nucléaire constituent autant de champs d‘expérimentations et d’innovation possible, en étroite concertation avec les populations et territoires concernés.

Confirmation enfin de la nécessaire refonte majeure des conditions d'exercice du marché de l'électricité en Europe, de la nécessaire suspension de l'Arenh et de la réinstauration de dispositions permettant aux industriels comme aux consommateurs de disposer d'une lisibilité sur le moyen terme, cohérente avec les enjeux industriels, répondant aux enjeux de sécurité d'approvisionnement énergétique et de prise en compte effective de la lutte contre l'effet de serre climatique.

émissions de gaz à effet de serre par la production d'électricité sur 12 mois en novembre 2022

variation entre 2019 et 2022 des maxima de puissance électrique appelée ou produite en France dans la période du 1er décembre au 15 décembre , source RTE