Le parc hydroélectrique atteint une puissance installée de 25 732 MW, en hausse de 28 MW ; la production hydroélectrique renouvelable a atteint 60,8 TWh, en hausse de 9,3 %, couvrant 13,5 % de la consommation annuelle. Les premiers travaux sont intervenus en février 2015[67], pour une ouverture prévue initialement en 2018[67]. Le seul moyen de stockage utilisé à grande échelle pour lisser les pointes de consommation est le stockage d'eau par les barrages, en particulier les systèmes de pompage-turbinage (STEP), qui ont couramment des puissances unitaires de 1 000 MW et des capacités de stockage de quelques GWh à plusieurs dizaines de GWh ; les temps de décharge/recharge vont de quelques heures à quelques dizaines d'heures. A l'inverse, des prix négatifs ont été constatés sur 27 pas horaires, descendant jusqu'à −24,9 €/MWh le samedi 8 juin, pendant le week-end de Pentecôte, où la consommation était faible, alors que la production éolienne était importante avec l’arrivée de la tempête Miguel. Selon le scénario dit « avec mesures supplémentaires » retenu par la Stratégie nationale bas carbone, la consommation nationale d’électricité, hors pertes de réseau, est amenée à augmenter à partir du début des années 2030 jusqu'à plus de 600 TWh en 2050[125]. La puissance électrique renouvelable s'est accrue de 2 039 MW, dont 1 105 MW d'éolien et 820 MW de solaire, atteignant 55 906 MW fin 2020. Le développement du solaire photovoltaïque, par nature très décentralisé, nécessitera également de renforcer le réseau à certains endroits. La croissance de la consommation d'électricité entraîne aussi une croissance spécifique des pointes de consommation, observées en général en hiver vers 19 h. Cette pointe nécessite la mise en œuvre de moyens de production adaptés afin de répondre à la demande instantanée. La Cour insiste sur sa recommandation au gouvernement de prendre position sur le prolongement de la durée d'exploitation des réacteurs au-delà de quarante ans, car l'évolution future du coût du nucléaire dépendra avant tout de ce facteur, alors qu'aux États-Unis 73 réacteurs ont déjà reçu l'autorisation d'aller jusqu'à soixante ans[97]. 32 réacteurs de 900 MW sont concernés par cette prolongation de 40 à 50 ans. Les projets de renforcements d'ici 2020 s'élèvent à 4 à 5 GW : +1,6 à 2,3 GW avec la Suisse, +1,2 à 1,6 GW avec l'Espagne et +1 GW avec l'Angleterre). Ce sont lesparticuliers qui utilisent le plus l’électricité. La ligne Baixas – Santa Llogaia (France-Espagne), mise en service en octobre 2015, a plus que doublé les capacités d'échanges, qui ont atteint en moyenne 2 546 MW en export et 2 190 MW en import en 2018 ; malgré ces capacités accrues, les échanges France-Espagne sont encore saturés 75 % du temps, contre 87 % en 2015, avant l'arrivée de cette ligne[z 5]. Lignes THT évacuant l'électricité produite par la centrale nucléaire de Gravelines, à la traversée de l'autoroute A16, juin 2014, Ligne haute tension à Fresnes près de Paris, avril 2011, Pylônes "Trianon" d'une ligne à haute tension a Courcoury Charente, août 2013, Ligne haute tension à Paroy-sur-Tholon (Yonne). Les capacités disponibles sur la frontière France-Espagne s’élèvent à 2 152 MW en export et 2 224 MW en import ; l’interconnexion est saturée 78 % du temps[x 8]. Elles proviennent des centrales thermique fossiles pour 17,5 Mt (gaz : 14,8 Mt, charbon : 1,5 Mt, fioul : 1,2 Mt) et des UIOM pour 1,7 Mt ; le recul de 2019 provient surtout des centrales à charbon : −4,1 Mt, en partie compensé par une augmentation des émissions des centrales à gaz : +2,8 Mt[x 3]. Pour les énergies renouvelables, l'objectif 2030 est fixé à 40 % de la production d'électricité, 38 % de la consommation de chaleur, 15 % de celle de carburants et 10 % de la consommation de gaz. Le secteur de l'électricité en France était le dixième producteur mondial d'électricité en 2018 ; sa production nette s'est élevée à 537,7 TWh en 2019. EDF SEI (Systèmes Energétiques Insulaires) produit, achète, transporte et distribue de l'électricité dans les systèmes électriques isolés français suivants : la Corse, les DOM - Départements d'outre-mer (Archipel de la Guadeloupe, Guyane, Île de la Réunion, Martinique), les COM - Collectivités d'outre-mer (Saint-Pierre et Miquelon, Saint-Barthélemy, Saint-Martin). Évolution de la production nucléaire entre 2015 et 2018, Politique énergétique pour les systèmes isolés, Corse et départements et régions d'outre-mer, Pointe de consommation et thermosensibilité, Développement des usages de l'électricité, Échanges internationaux d'électricité de la France, Cas des Zones Non Interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI), Corse, DOM (Départements d'Outremer) et COM (Collectivités d'Outremer), Polynésie Française et Nouvelle-Calédonie, Recherche sur les énergies renouvelables électriques, Stockage de l’énergie et réseaux intelligents, « parmi les nouvelles variantes étudiées, c'est le report de l'EPR qui constitue la situation la plus pénalisante pour le système français. La France a consommé pour la première fois une puissance supérieure à 100 GW les 6 et 7 février 2012[122],[bt 1]. Le monopole naturel de Enedis et EDF persiste encore néanmoins sur le transport et la distribution de l’électricité, en raison du souhait de l’État de garder le contrôle sur l’équilibrage permanent du réseau électrique. Le groupe a également construit une autre centrale à cycle combiné gaz de 413 Mégawatts à Toul (Meurthe-et-Moselle), mise en service début 2013. Cette décennie correspond au premier grand choc pétrolier qu’a connu la planète : la production mondiale de pétrole subit un réel coup d’arrêt.Face à cette situation, la France fait le choix de l’indépendance énergétique, par la mise en place d’une filière basée sur l’énergie nucléaire. Le Bilan prévisionnel 2015 de RTE conclut que la France retrouve des marges de sécurité d’approvisionnement électrique jusqu’en 2020. La construction des tarifs réglementés se fait par empilement des coûts d'amont en aval : Ceci explique pourquoi les tarifs sont bien plus élevés pour les clients raccordés en basse tension que pour les industriels raccordés en haute tension, et pourquoi les prix en HT sont beaucoup plus sensibles aux variations des coûts de production : ils comprennent une part bien plus importante de coûts de production. La prévision de la consommation pour le lendemain est d'abord construite à partir d'un historique des consommations journalières. Des solutions techniques existent, parfois en laboratoire et parfois grandeur nature, dans certains pays mais la difficulté consiste à les faire passer à l'échelle, toutes en même temps, dans un pays de la taille de la France. in Sciences. Chacun de ces territoires a sa ou ses sociétés d'électricité. Le détail des surcoûts découlant des achats d'EnR est le suivant : Pour compléter ces données, les charges EnR des zones non interconnectées pour 2015 sont estimées à 289,8 M€, dont 270,3 M€ pour le photovoltaïque. Pour la production de pointe, EDF a installé 1 060 MW de turbines à combustion en région parisienne depuis 2005[A 2]. A l'horizon 2050, il faudrait construire entre 40 et 60 GW de capacités d'effacement de consommation, d'interconnexions avec d'autres pays, de stockage d'électricité ou de production pilotable décarbonée, comme des centrales à hydrogène, soit presque l'équivalent du parc nucléaire français actuel. 7 milliards d'euros doivent être engagés pour le raccordement des parcs d'éoliennes en mer dont le coût était jusqu'ici couvert par le budget de l'État. Ainsi, les centrales à charbon fonctionnent entre 2 500 et 5 000 h/an, celles au fioul de 200 à 1 500 h/an, et les turbines à combustion[n 6] de quelques dizaines à quelques centaines d'heures par an[F 1]. Les consommateurs privilégiés sont ceux qui se trouvent non loin des lieux de transformation de l’énergie. Les années 1970 marquent l’histoire de l’électricité en France. Les turbines à combustion fonctionnent à partir de gaz, ou de pétrole, et admettent de l'air comme comburant. Le 22 octobre 2015, l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie a publié une étude présentant 14 scénarios à l'horizon 2050 avec des parts d'énergies renouvelables (EnR) allant de 40 % à 100 % ; le coût de l’électricité passerait de 103 €/MWh en supposant 100 % d’EnR avec un accès facilité au capital à 138 €/MWh avec 80 % d’EnR, coûts élevés et acceptabilité restreinte. Ce stockage conditionne le développement de certaines sources d'énergies, notamment renouvelables, car elles sont très fluctuantes (vent, soleil). Les Grecs anciens avaient découvert quen frottant lambre jaune, ce matériau attire des objets légers et produit parfois des étincelles. Centrales nucléaires, panneaux solaires, éoliennes, barrages : il existe de nombreux moyens pour produire l'électricité. La mise en service d’une nouvelle interconnexion, le projet Savoie-Piémont, prévue début 2020, permettra de renforcer la capacité d’échange[x 8]. L'extinction du TRV pour le gaz naturel est déjà en cours à la suite d'une procédure similaire ; une période de transition est envisagée, pour l'extinction totale en 2023[142]. Cette mention introduite par le Conseil d'État fait déjà l'objet d'interprétations divergentes entre le ministère et les fournisseurs[137]. C’est donc majoritairement en bord de littoral que l’on trouve le plus d’éoliennes : en bord de mer Méditerranée, en bord d’Atlantique, ou même le long de la Manche. Selon les statistiques de l'Agence internationale de l'énergie, la France se classe dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'électricité : En 2020, la production de 120,7 TWh des énergies renouvelables, en progression de 10,4 % par rapport à 2019, a porté leur part dans la consommation électrique française à 26,9 % grâce à la baisse de la consommation d'électricité provoquée par la crise sanitaire. Son coût de 700 M€ est financé en partie (225 M€) par l'Union européenne[b 8]. Cette bonne performance s'explique par l’importance de la production d'électricité primaire (nucléaire, hydroélectrique, éolien et solaire) : la part du nucléaire dans le bouquet énergétique primaire s'élève à 40 % en 2017 et celle des énergies renouvelables et déchets à 11 %[f 5]. Les batteries sont plutôt adaptées aux stockages de petite taille, au niveau local. Le conseil d'État était saisi par Engie et par l'Anode, qui regroupe des fournisseurs alternatifs (Direct Énergie, Eni...). D'autres pays comme les États-Unis vont développer les énergies renouvelables et aussi relancer leur production d'électricité nucléaire »[196]. L'énergie hydrolienne connait un début de développement : EDF évalue le potentiel hydrolien de la France à 3 000 MW, soit 20 % du potentiel européen, et souligne les atouts de cette énergie : prévisibilité et compacité (la densité de l'eau étant près de 1 000 fois supérieure à celle de l'air, les hydroliennes sont beaucoup plus compactes que les éoliennes pour une même puissance). Cette réduction des hausses limite les marges de manœuvre des fournisseurs alternatifs pour concurrencer EDF avec des offres de marché. La part du chauffage électrique dans les logements résidentiels neufs a chuté de 73 % en 2008 à 29 % en 2015, dont 20 % de pompes à chaleur et 9 % de chauffage électrique par effet Joule[b 4]. La participation de l'éclairage à la pointe de consommation devrait décroître fortement grâce au remplacement des ampoules halogènes par des ampoules plus performantes. Enfin, les Terres australes et antarctiques françaises et l'Île de Clipperton, qui n'ont pas de population permanente, sont administrées directement par l'État. La libéralisation du marché de la production d’électricité dans le monde a d’abord conduit au développement de nouvelles technologies, telles que les CCGT (turbine à gaz en cycle combiné). RTE précise : « la thermosensibilité n’a cessé de progresser ces dix dernières années.
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