Dans la consommation d’électricité, les productions -nucléaire et thermique- classique
sont en retrait
Chaque année, RTE publie son bilan électrique. Celui de 2012 livre une synthèse connue que la consommation d’électricité est fortement dépendante des conditions météorologiques…
Ainsi, la consommation brute française d’électricité a augmenté de 2,1 % par rapport à 2011, en raison d’une année plus froide. Cette hausse est perceptible chez les particuliers et professionnels (+2,4%) alors que la consommation du secteur industriel (-4% pour la grande industrie) et des PMI/PME (-1%) baisse sous l’effet de la crise économique. Quant à la production française d’électricité, elle est en légère baisse (-0,3%) marquée par un recul des productions nucléaire (-3,8%) et thermique (-7%) et une augmentation des énergies renouvelables (+23,4% hors hydraulique). Le solde français des échanges aux frontières reste exportateur mais diminue ; en 2012, la France reste le pays le plus exportateur de l’Europe de l’Ouest.
Alors que la fin de l’année 2012 a laissé entrevoir de nouveaux tracés qui témoigne de l’entrée de la transition énergétique modifiant en profondeur un système électrique européen par ailleurs affecté par la crise économique en cours. En France, la consommation annuelle globale, corrigée des aléas météorologiques, tend à se stabiliser mais l’écart entre les pointes de consommation d’hiver et les consommations minimales de base continue à se creuser. Les énergies renouvelables contribuent de manière croissante à la couverture de la demande malgré le relatif ralentissement de leur développement. Les échanges avec le reste de l’Europe sont toujours très dynamiques et en voie de reconfiguration, notamment avec l’Allemagne. Le développement des effacements de consommation, la mise en place prochaine du mécanisme de capacité, la publication des schémas de raccordement des énergies renouvelables, l’adaptation à grande échelle du réseau de transport et des interconnexions sont autant d’enjeux pour répondre à ces évolutions rapides.
La consommation d’électricité est fortement contrastée entre l’hiver et l’été
Du fait d’une année relativement plus froide et, de plus, bissextile, la consommation brute a augmenté de 2,1% par rapport à celle de 2011. Cette hausse est plus forte que celles constatées pour les autres pays de l’ouest de l’Europe.
Corrigée de l’aléa météorologique et du 29 février, la consommation à fin 2012 se révèle en baisse, imputable essentiellement à la réduction de la consommation d’Eurodif. Après correction du secteur énergie, la consommation française électrique, rapportée aux conditions météorologiques de référence, semble actuellement se stabiliser aux alentours de 480 TWh par an.
Sur les années 2011 et 2012, la consommation de la grande industrie est globalement en baisse à un rythme de -4% par an (calculé hors secteur énergie). Les baisses les plus marquées en 2012 concernent les secteurs de la construction automobile et de la sidérurgie. Les consommations des secteurs du papier-carton et, dans une moindre mesure, du transport ferroviaire sont également en recul. A noter toutefois une légère reprise des consommations du secteur de la métallurgie ainsi que de la chimie, en fin d’année, après les niveaux historiquement bas atteints fin 2011. Outre les effets conjoncturels liés à la crise, cette tendance reflète l’évolution du tissu industriel français vers une moindre part d’industrie électro-intensive ainsi que, probablement, l’effet des actions en faveur de l’efficacité énergétique. La consommation des PMI/PME suit la même tendance à la baisse, bien qu’un peu moins marquée.
Dans le même temps, la consommation des particuliers et professionnels continue de progresser régulièrement depuis 2002, au rythme de +2,4% par an en 2012. Cette augmentation peut s’expliquer par la croissance du nombre de ménages, le développement de nouveaux usages – informatique, télécommunications – et le développement du chauffage électrique malgré un ralentissement récent.
Ces évolutions structurelles se retrouvent dans l’analyse géographique de l’évolution de la consommation sur les années 2006-2011. Ainsi, les régions les plus industrialisées (Nord, Est) voient leur consommation baisser, tandis que les régions plus résidentielles et dont l’activité économique est centrée sur les services la voient augmenter (Ouest, Sud-Ouest, Sud-Est, Ile de France).
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En février 2012, la France a connu une vague de froid exceptionnelle – parmi les trois plus sévères des trente dernières années – tant en terme d’intensité que de durée. Des températures inférieures à -10°C ont été observées quotidiennement dans plusieurs régions. Pendant toute la période, les pointes journalières ont systématiquement dépassé le précédent maximum de février 2010 et ont atteint leur pic historique le 8 février avec 102,1 GW à 19h00. On peut estimer que 40% de la consommation d’électricité durant cette vague de froid est une conséquence directe de la température, essentiellement du fait de l’importance du chauffage électrique. Cette sensibilité de la consommation à la température se confirme être de l’ordre de 2 300 MW par degré Celsius en hiver.
Dans le même temps, on constate que le niveau d’étiage de la consommation, en creux de nuit d’été, reste stable : il a à peine dépassé les 30 GW en 2012. L’écart entre pointe d’hiver et creux d’été n’a jamais été aussi prononcé, traduisant un accroissement de la saisonnalité de la consommation française.
Les dispositifs d’effacement et de modération de la consommation continuent leur développement. Dans le secteur industriel, la capacité d’effacement de consommation contractualisée en 2012 atteint les 400 MW. L’effacement diffus de petits sites a atteint plus de 70 MW en février 2012. Des dispositifs plus ciblés ont été mis en place en Bretagne, particulièrement exposée du fait du peu de production locale. Ils viennent compléter le dispositif EcoWatt, lequel existe d’ailleurs également en région PACA.
Ces dispositifs restent d’ampleur modérée au regard de la croissance de la pointe. Le mécanisme d’obligation de capacité en cours de développement vise notamment à favoriser leur développement.
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La contribution des énergies renouvelables à la couverture de la demande augmente
L’année 2012 a été marquée par la croissance de la contribution des énergies renouvelables à la couverture de la demande. La production issue des sources d’énergie renouvelables, hors hydraulique, atteint 4,6% de la production totale française.
Par ailleurs, la production hydraulique a bénéficié d’une année plus favorable qu’en 2011, laquelle avait été la plus sèche des cinquante dernières années selon Météo France. La production hydraulique est ainsi plus élevée de 27% que l’an passé, tout en restant en dessous de la moyenne des 10 dernières années.
Hydraulique inclus, la part de l’électricité issue de sources d’énergies renouvelables a atteint 16,4% de la production française. C’est la valeur la plus élevée des cinq dernières années.
Concernant le développement du parc, la puissance éolienne approche le cap des 7500 MW installés à fin 2012. Un nouveau pic de production éolienne a été atteint le 27 décembre avec 6 176 MW. Le taux de couverture de la consommation par la production éolienne a été de 3,1% en moyenne annuelle, avec un maximum ponctuel à 12% le 15 avril. Le rythme de développement est cependant en retrait par rapport aux années précédentes, avec 750 MW raccordés en 2012 contre plus de 1000 MW par an entre 2008 et 2010. Cela peut s’expliquer par les diverses incertitudes économiques et évolutions réglementaires auxquelles a été exposée la filière.
Le parc photovoltaïque continue de croître, également à un rythme légèrement inférieur à celui de 2011. Il franchit le seuil des 3 500 MW installés fin 2012. Le taux de couverture de la consommation par la production photovoltaïque a été de 0,8% en moyenne annuelle.
Le développement du photovoltaïque et de l’éolien représente l’essentiel de l’accroissement de la puissance installée du parc de production en France, laquelle a augmenté de près de 1 865 MW à fin 2012 par rapport à 2011.
A fin 2012, les projets de raccordement au réseau de RTE incluent le développement de parcs éoliens offshore pour plus de 2000 MW, qui viennent s’ajouter à près de 1500 MW d’éolien terrestre et 350 MW de photovoltaïque actuellement en file d’attente.
Pour accueillir ces nouveaux projets, des développements de réseau sont souvent nécessaires, tant pour leur raccordement au réseau que pour l’acheminement de la nouvelle production vers les lieux de consommation. Conformément aux dispositions issues des lois Grenelle, RTE élabore des « schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables » afin de donner de la visibilité aux acteurs sur les capacités d’accueil présentes et à venir. En 2012, cela fut le cas pour les régions Alsace, Bourgogne, Champagne-Ardenne et Picardie. Ces schémas ont été approuvés par les préfets de région concernés en fin d’année.
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Les productions -nucléaire et thermique- classique sont en retrait par rapport à 2011
La production globale sur le territoire national est inférieure de 0,3% par rapport à celle de l’année précédente et s’établit à 541 TWh. Ce léger retrait, alors même que la consommation brute est plus élevée que l’an passé, se traduit par la diminution du solde exportateur des échanges.
Cette situation s’explique en partie par la moindre production des centrales nucléaires, en retrait de 3,8% par rapport à 2011. Le taux de disponibilité du parc nucléaire pendant l’été a été significativement plus faible que l’année précédente.
La production des centrales thermiques à combustible fossile a diminué de 7%. Cette baisse a cependant été contenue par deux facteurs : d’une part le recours à ces centrales lors de la vague de froid de février, d’autre part la compétitivité du charbon compte tenu de son faible prix sur les marchés mondiaux en 2012.
Les émissions de CO2 du secteur électrique sont supérieures de 7% à celles de 2011 du fait de l’appel accru à la production d’électricité à partir de charbon, plus émettrice de CO2 que le gaz.
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Le solde exportateur diminue et la structure des échanges évolue
En cumul depuis janvier 2012, la France reste le pays le plus exportateur sur l’ouest de l’Europe, à hauteur de 44 TWh, et l’Italie le pays le plus importateur, à hauteur de 35 TWh. Toutefois, ce solde exportateur de la France est en retrait par rapport à l’année précédente où il avait atteint 56 TWh.
Malgré la baisse du solde global, les volumes d’exportations françaises sont en hausse marquée vers la Belgique et dans une moindre mesure vers l’Angleterre et l’Espagne.
En revanche, le bilan est à nouveau globalement importateur depuis l’Allemagne et ce, pour la première fois, sur chacun des douze mois de l’année. Cette situation à première vue paradoxale du fait de l’arrêt de sept centrales nucléaires en Allemagne en mars 2011, entraînant une baisse de production nucléaire de 30,5 TWh entre 2010 et 2012, signifie que des marges de production ont été disponibles sur d’autres moyens.
D’une part, la production de photovoltaïque en Allemagne a considérablement augmenté (près de 30 TWh en 2012 contre une dizaine en 2010), injectant ainsi sur le réseau, selon l’ensoleillement, une quantité significative d’énergie. D’autre part, l’électricité produite par les centrales au charbon a renforcé sa compétitivité suite à la chute du prix du charbon, le développement du gaz de schiste ayant eu pour effet de réduire la demande de charbon aux Etats-Unis. La faiblesse du prix du CO2 n’a par ailleurs pas compensé cet effet. En conséquence, avec des pics réguliers de production renouvelable et un parc charbon compétitif, l’Allemagne exporte son énergie vers quasiment tous ses voisins y compris la France.
Les échanges entre pays visent à optimiser l’utilisation des différents moyens de production disponibles à la maille européenne. Depuis dix ans, les gestionnaires de réseau européens ont développé des mécanismes de marché permettant aux acteurs de gérer ces échanges. Un indicateur de l’efficacité de cette optimisation est la convergence des prix entre les différentes zones de marché : lorsque l’optimisation est complètement aboutie, les prix s’égalisent.
Toutefois, lorsque les capacités d’échange entre les différentes zones de marché se trouvent saturées, cette convergence de prix ne se fait plus : certains moyens de production bon marché restent inutilisés alors qu’ils auraient pu se substituer à une production plus chère ailleurs.
En 2012, on observe une convergence complète des prix de marchés de la zone France Allemagne Benelux sur la moitié des heures de l’année, contre les deux tiers l’an passé, ce qui traduit une situation de saturation accrue du réseau d’interconnexion. Les divergences de prix les plus marquées sont apparues notamment lors des épisodes de froid en France et lors des pics de production renouvelable en Allemagne. Elles révèlent les difficultés croissantes du réseau européen à répondre aux opportunités d’échanges issues de la diversité des moyens de production et mettent en évidence le besoin de renforcer les capacités d’échanges avec nos voisins.
La variabilité des flux d’échanges aux frontières est en constante progression depuis quelques années. Elle se traduit par un nombre croissant d’inversions de sens des flux avec nos voisins. Au début des années 2000, on observait en moyenne une inversion quotidienne du sens des flux entre la France et l’Allemagne. Aujourd’hui c’est plus du double. Ce phénomène est une conséquence de l’essor des productions variables ou intermittentes, comme notamment le photovoltaïque et l’éolien. Il illustre le rôle essentiel des interconnexions pour l’intégration de ce type de production en Europe.
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