BE 2023 Production

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Une production totale d’électricité en hausse, grâce à la progression des renouvelables et au redressement partiel de la production nucléaire

Essentiellement sous l’effet de la crise de la production nucléaire due au phénomène de corrosion sous contraintes, mais également en partie du fait des faibles précipitations, l’année 2022 avait été singulière pour la production d’électricité en France, autant du point de vue du volume total produit que de la répartition entre filières. En 2023, la production a retrouvé des caractéristiques plus proches de l’historique, tout en restant en écart par rapport aux années avant-crise.

Ainsi, le volume de production a nettement progressé en 2023 (+11 %) par rapport au niveau historiquement bas de l’année 2022, atteignant 494,7 TWh (contre 445,5 TWh en 2022). Toutefois, il est resté inférieur à celui des années précédentes aux crises sanitaire et énergétique (537,6 TWh en moyenne au cours de la période 2014-2019), et même à celui de l’année 2020 (499,8 TWh), pourtant marquée par le confinement. En effet, du fait de la baisse structurelle de la consommation et tenant compte des niveaux d’importation et d’exportation, qui ont retrouvé une situation similaire à celle d’avant-crise, l’équilibre du système électrique a été atteint en 2023 avec une production et une consommation plus faible que celles de 2020 ou des années précédentes.

Évolution de la production totale d’électricité par filière
Données bilans électriques RTE
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Évolution de la production d'électricité en France

Dernière mise à jour le : 29 février 2024 à 15:05
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      Le mix énergétique français est essentiellement composé de centrales de production nucléaire, hydraulique et thermique fossile, ainsi que d'énergies renouvelables (production éolienne, solaire photovoltaïque, biomasse). 

      Ce graphique présente l'évolution du mix énergétique en France,  avec une vision annuelle et mensuelle de la production d’électricité en France, en global et par filière. 

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      Écart dans les déterminants de l’offre et la demande d’électricité en France, entre 2019 et 2023
      Données bilans électriques RTE
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      L’augmentation de la production en 2023 est le résultat, d’une part, de la hausse significative du volume de production nucléaire (+41,5 TWh) ainsi que, dans une moindre mesure, du volume des productions hydraulique (+9,2 TWh), éolienne et solaire (+ 15,2 TWh pour ces deux filières cumulées). D’autre part, l’année 2023 a vu une nette baisse de la production des moyens thermiques fossiles (-16,5 TWh), qui avaient été fortement sollicités en 2022 pour compenser la moindre disponibilité des filières décarbonées : le volume de production fossile (32 TWh) a même atteint un minimum depuis 2014. Bien qu’en forte progression, la production nucléaire en 2023 a continué à être affectée par les répercussions de la crise liée au phénomène de corrosion sous contrainte. En conséquence, le niveau de production de la filière (320,4 TWh) a représenté un point bas qui se rapproche de celui de 1992, avec plusieurs réacteurs en moins à l’époque1. De même, malgré son augmentation, la production de la filière hydraulique en 2023 (58,8 TWh) est restée légèrement inférieure aux volumes moyens observés au cours de la période 2014-2019 (61,7 TWh).

      L’année 2023 a en revanche été caractérisée par des records de production à la fois pour la filière éolienne (50,8 TWh) et pour la filière solaire (21,6 TWh). En augmentation tendancielle sous l’effet du développement du parc, ces productions ont représenté, en 2023, 14,6 % du mix électrique français. La filière éolienne en particulier est redevenue la troisième filière de production devant le gaz, et son volume de production se rapproche de plus en plus de celui de la filière hydraulique, avec une production particulièrement abondante au cours des mois d’automne et hiver, là où la consommation est la plus élevée. L’éolien (comme le solaire) contribue ainsi à l’équilibre entre offre et demande d’électricité, y compris lors des pics de consommation (voir partie Flexibilité).

      Production totale d’électricité en France en 2023 et répartition par filière
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      Le parc nucléaire actuel n’était pas encore totalement en service en 1992, avec, à l’époque, plusieurs réacteurs en cours de construction. Six réacteurs ont été mis en service depuis 1992 (Penly 2, Golfech 2, Chooz B 1, Chooz B 2, Civaux 1, Civaux 2) et deux réacteurs ont été arrêtés (Fessenheim 1 et Fessenheim 2).

      Le parc installé a continué sa progression grâce au solaire et à l’éolien

      L’augmentation de capacité du parc de production français en 2023 a été tirée à la hausse par la progression des filières éolienne et solaire photovoltaïque, qui ont représenté la grande majorité des nouvelles capacités installées. Au 31 décembre, la puissance installée a atteint 148,4 GW soit une augmentation de 4,7 GW en un an. En particulier, le parc solaire photovoltaïque a atteint 19,0 GW au 31 décembre 2023 (+3,1 GW en un an), ce qui constitue un record d’installation sur une année, le précédent record étant de 2,7 GW installés en 2021 et 2022. Le parc éolien terrestre a atteint environ 21,8 GW, soit une progression de 1,2 GW en 2023. Par ailleurs, deux parcs éoliens en mer sont en cours d’installation à Fécamp et Saint-Brieuc : ils devraient être complétés début 2024 pour atteindre 0,5 GW chacun à terme2. Si l’on considère les capacités installées en 2023 (environ 360 MW), celles-ci, additionnées à la capacité du parc de St Nazaire mis en service en 2022, portent à 0,84 GW la puissance éolienne en mer à fin 2023. La progression des parcs renouvelables est restée cependant insuffisante, pour le solaire et davantage pour l’éolien, pour atteindre les objectifs fixés par la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) à l’horizon 2023, qui étaient respectivement de 20,1 GW pour le solaire, 24,1 GW pour l’éolien terrestre et de 2,4 GW pour l’éolien en mer.

      Le parc nucléaire s’est maintenu à son niveau de 61,4 GW, et devrait progresser en 2024 avec la mise en service de l’EPR de Flamanville 3. Les parcs hydrauliques et thermiques fossiles sont eux restés stables par rapport à 2022.

      Évolution du parc français de production d’électricité par filière au cours de l’année 2023
      Données bilans électriques RTE
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      Au cours des prochaines années, le parc de production sera amené à se transformer en profondeur. En novembre 2023, le Gouvernement a soumis à consultation publique un document présentant les grandes orientations de la politique énergétique de la France : la Stratégie française pour l'énergie et le climat (SFEC). Le volet programmatique de la Loi sur la production d’énergie, qui sera présenté en conseil des ministres en 2024, et le décret concernant la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3) qui suivra la promulgation de la loi préciseront, pour la période 2024-2033, les objectifs d’évolution du mix énergétique en France. 

      Parc de production d’électricité en France à fin 2023 et répartition par filière
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      Au 31 décembre 2023, les capacités connectés au réseau représentent environ 224 MW pour le parc de Fécamp et 136 MW pour le parc Saint Brieuc.


      Retrouvez toutes les données ici : Données production

      Données mises à jour le 29 février 2024

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      Une production nucléaire qui a engagé son redressement mais demeure encore loin de ses niveaux historiques

      Le volume de production a augmenté de 15 % en 2023 par rapport à l’année précédente, mais il est resté inférieur à celui de 2021

      Grâce à une amélioration de la disponibilité du parc de production, reflet de l’avancement des réparations liées au phénomène de corrosion sous contrainte (CSC), le volume de production nucléaire en 2023 a nettement augmenté (de 15 %, soit 41 TWh) en 2023 par rapport à l’année précédente (279 TWh). La production a atteint 320 TWh, ce qui correspond à 65 % du mix de production d’électricité en France. Ce niveau reste cependant significativement inférieur (d’environ 40 TWh) à celui de 2021, première année complète depuis l’arrêt des deux réacteurs de la centrale de Fessenheim3 en juin 2020. A fortiori, la production nucléaire en 2023 a été plus faible que celle de 2019 (379 TWh) ou même de 2020 (335 TWh), année où la crise sanitaire avait fortement perturbé les opérations de maintenance.

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      Évolution de la production nucléaire en France

      Dernière mise à jour le : 29 février 2024 à 15:05
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          Ce graphique présente l'évolution de la production d'électricité en France issue des centrales nucléaires. Les bilans annuels et mensuels de production d'énergie nucléaire sont présentés et peuvent être comparés entre eux. 

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          Si l’on regarde plus en détail la production de l’année 2023, le niveau de production au cours des trois premiers mois de 2023 est globalement resté inférieur au niveau de 2022, même si la semaine du 6 au 12 février a été caractérisée par la plus forte production hebdomadaire en 2023 (7,5 TWh). À partir du printemps, la production est nettement remontée au-dessus du niveau de 2022, et à partir de l’automne, elle a retrouvé des niveaux proches du minimum des niveaux observés au cours de la période 2014-2019.

          Quelques baisses ponctuelles de production ont eu lieu entre le printemps et l’automne. En particulier, fin mai et fin juillet, en lien avec le début de plusieurs arrêts programmés et de l’arrêt fortuit de quelques réacteurs, dans deux contextes de faible consommation. La production a également affiché une baisse ponctuelle au cours de la première quinzaine de novembre, avec l’effet conjugué de légers décalages sur certains arrêts planifiés, d’arrêts programmés pour économiser du combustible dans un contexte d’équilibre offre-demande favorable mais aussi d’arrêts fortuits (dont 3,9 GW pour trois réacteurs déconnectés à causes d’incidents sur les réseaux provoqués par la tempête Ciarán). La deuxième quinzaine de décembre a également été marquée par des arrêts fortuits et des arrêts courts de maintenance, en plus d’une modulation à la baisse de la production nucléaire par l’exploitant, dans un contexte de faible consommation pendant la période de vacances scolaires conjuguée à une forte production éolienne.

          Évolution de la production hebdomadaire des centrales nucléaires au cours de l’année 2023 et comparaison avec les années précédentes
          Données bilans électriques RTE
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          Qui représentaient une capacité totale de 1,8 GW.

          Les indisponibilités liées au phénomène de corrosion sous contrainte ont diminué en 2023

          L’augmentation du niveau de production en 2023 par rapport à 2022 s’explique par la diminution des indisponibilités conséquence des travaux de réparation liés au phénomène de corrosion sous contrainte. La disponibilité du parc – évaluée sur la base des déclarations du producteur sur la plateforme transparence4 – s’est ainsi élevée à 38,6 GW en moyenne en 2023, soit 5,4 GW de plus qu’en 2022 (33,2 GW) mais 7,9 GW de moins qu’au cours de la période 2015-2019 (46,5 GW). Le taux de disponibilité du parc nucléaire a ainsi atteint 63 % en 2023 (contre 54 % en 2022 et 74% en moyenne au cours de la période 2015-2019). Le niveau de disponibilité est donc resté très faible en 2023, malgré une nette amélioration par rapport au minimum atteint l’année précédente. L’amélioration de la disponibilité en 2023 par rapport à 2022 s’explique par une baisse des indisponibilités générées par les arrêts pour maintenance courante (visites partielles, arrêts pour simple rechargement, -3,9 GW), dont un grand nombre avaient été concernés par des contrôles et travaux en lien avec la corrosion sous contrainte en 2022. Les travaux liés à la corrosion sous contrainte avaient également affecté la durée des visites décennales au cours de l’année 2022 : ainsi, la baisse des indisponibilités générées par la corrosion sous contrainte s’est également reflétée sur le niveau d’indisponibilité liées aux visites décennales (-2,3 GW), alors que les indisponibilités causées par les arrêts fortuits ont légèrement augmenté par rapport à l’année précédente (+0,9 GW).

          Au cours des premiers mois de l’année 2023, la disponibilité du parc nucléaire est restée très faible par rapport à l’historique, restant à un niveau proche de celui de fin 2022 mais inférieur à celui observé à la même période en 2022. À partir du mois de mars, la disponibilité du parc a dépassé celle de l’année précédente, s’établissant à 35 GW en moyenne. À partir de septembre, les redémarrages consécutifs de nombreux réacteurs ont permis de retrouver des niveaux de disponibilité proches de ceux de 2021, et des minima de disponibilités historiques. Des baisses ponctuelles de disponibilité ont été constatées en mai, juillet et novembre (cf. partie précédente sur l’évolution de la production). Le pic de disponibilité, à 49 GW, a été atteint le lundi 18 décembre, avant une diminution au cours des quinze derniers jours de décembre liée à l’arrêt de trois réacteurs pour des raisons d’économie de combustible dans un contexte de consommation faible et de production éolienne élevée.

          Évolution de la disponibilité nucléaire quotidienne moyenne au cours de l’année 2023 et comparaison avec les années précédentes
          Données bilans électriques RTE
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          Si le risque sur la sécurité d’approvisionnement a été plus faible en 2023 qu’en 2022, le parc nucléaire n’est pour autant pas revenu à son fonctionnement nominal.

          La production du parc nucléaire a en effet enregistré une baisse structurelle de sa production par rapport aux maxima atteints au début des années 2000. La fermeture des deux réacteurs de Fessenheim explique une partie de cette diminution, mais elle est loin d’en constituer la majorité : la baisse de la disponibilité du parc entre les années 2000 et l’année 2023 représente en effet l’équivalent de la fermeture de 14 réacteurs de 900 MW.

          La diminution de la production nucléaire n’est pas due au développement des renouvelables : moduler la production des réacteurs constitue une faculté technique pour leur exploitant, qui permet d’optimiser la production en fonction des prix de marché (c’est-à-dire, moins produire lors des périodes de prix bas pour économiser du combustible et maximiser la production lors des périodes de prix plus élevés). Il n’existe aujourd’hui en réalité que très peu de situations dans lesquelles cette modulation serait « forcée » faute de débouchés (dans de tels cas, le nucléaire n’est souvent d’ailleurs pas seul à moduler, les parcs renouvelables les plus récents s’effaçant aussi).

          Cette baisse tendancielle de la production nucléaire résulte de l’importance du programme industriel nécessaire à la prolongation de la durée d’exploitation des réacteurs et à la prise en compte du retour d’expérience de Fukushima. La crise sanitaire, en bouleversant les plannings de maintenance à un moment critique de la montée en cadence des chantiers les plus lourds, puis l’identification fin 2021 d’un défaut générique de corrosion sous contrainte, ont achevé de contraindre un calendrier déjà très optimisé.

          Au cours de la prochaine décennie, l’enjeu est de retrouver des niveaux de disponibilité et de production supérieurs à ceux des dernières années, ce qui constitue un des leviers essentiels pour atteindre les objectifs industriels et engager la transition vers une économie décarbonée. Pour l’établissement des projections à dix ans dans le dernier Bilan prévisionnel, RTE a tablé sur un retour rapide vers un volume annuel moyen de production de l’ordre de 360 TWh, en intégrant l’EPR de Flamanville, et a considéré comme scénario haut l’atteinte d’un niveau de l’ordre de 400 TWh comme durant la décennie 20105.

          Distribution de l’indisponibilité totale par centrale nucléaire et par mois de l’année 2023
          Données bilans électriques RTE
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          Les disponibilités restituées ici sont évaluées par RTE sur la base des déclarations d’indisponibilités publiées par le producteur sur la plateforme transparence. Celles-ci intègrent tous les types d’arrêts ainsi que les indisponibilités partielles et montées de charges. Ces disponibilités sont un peu plus faibles que les coefficients de disponibilité « Kd » publiés par EDF, qui retraite certains arrêts (pour économie de combustible ou baisse de puissance par exemple), pour les comptabiliser dans le coefficient d’utilisation « Ku ». Le Kd de l’année 2023 sera publié courant 2024 par EDF sur le site explore.data.gouv.

          Les différentes causes des indisponibilités des réacteurs

          Les réacteurs nucléaires sont régulièrement arrêtés pour différentes raisons (maintenance, rechargement de combustible, etc.), avec des fréquences et des durées qui varient en fonction de l’objectif. Les réacteurs sont en général arrêtés tous les 12 à 18 mois pour rechargement du combustible, pour une durée d’environ 40 jours6, tous les trois à quatre ans pour des visites partielles de sureté du réacteur (d’une durée d’environ 3 mois) ainsi que tous les dix ans pour des visites de sûreté décennales (pour une durée d’au minimum 6 mois). Les visites de sureté sont alors combinées au rechargement du combustible. En plus de ces arrêts programmés, des arrêts fortuits impactent également la disponibilité des réacteurs. Or, depuis 2014, dans le cadre du Grand Carénage7,les arrêts pour maintenance et amélioration en vue de prolonger la durée de vie des centrales se sont allongés. Dans ce cadre, et tenant compte du planning de visites décennales, les hivers entre 2021–2022 et 2022–2023 avaient déjà été identifiés par RTE depuis plusieurs années8 comme étant contraints du point de vue de la sécurité d’approvisionnement. Ceci résultait en particulier pour 2023 du positionnement de trois visites décennales au cours du mois de janvier.  À ces arrêts habituels, est venu s’ajouter en 2022 et 2023 l’effet significatif des contrôles et réparations liées au phénomène de corrosion sous contrainte identifié dès fin 2021 par EDF. Les contrôles et réparations ont eu lieu soit au cours d’arrêts spécifiques, en particulier en 2022, soit au cours d’arrêts déjà programmés, ce qui était notamment le cas en 2023. Par ailleurs, les effets des décalages des plannings de maintenance liés à la crise sanitaire qui avaient encore affecté le taux de disponibilité du parc en 2022 ne se sont plus fait ressentir en 2023.  Selon les estimations de l’exploitant, rendues publiques en décembre 2023, la production nucléaire pourrait retrouver un niveau compris dans la fourchette 335–365 TWh de production annuelle dès 20259. À titre de comparaison, le niveau de production de l’année 2021, à parc équivalent, était de 361 TWh.

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          Durée prévisionnelle habituellement déclarée par EDF au cours des années précédentes dans le cadre du règlement Transparence. Les durées effectives peuvent varier.

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          Programme d’investissements de rénovation du parc nucléaire existant approuvé par le Conseil d’Administration d’EDF le 22 janvier 2015. Il a pour ambition, en plus de la rénovation et de la prolongation de la durée de vie, d’augmenter le niveau de sûreté des réacteurs et d’intégrer les améliorations conçues des suites de l'accident de Fukushima en 2011.

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          L’évolution des indisponibilités liées au phénomène de corrosion sous contrainte

          La stratégie de gestion du phénomène de corrosion sous contrainte (CSC) par EDF a évolué depuis fin 2021, en fonction de la consolidation des connaissances au fur et à mesure des contrôles. À partir de 2023, EDF a systématiquement procédé au remplacement préventif des tuyauteries considérées comme sensibles dans les réacteurs P’410. En 2023, 14 réacteurs ont été indisponibles au moins un jour dans le cadre d’un arrêt incluant des travaux pour CSC, soit le même nombre qu’en 2022. Toutefois, les arrêts qui ont démarré en 2023 ont été sensiblement plus courts que les arrêts précédents : la durée moyenne d’arrêt a été de 5 mois contre 12 mois en moyenne pour les arrêts initiés en 2021 et 2022.

          Après la reconnexion au réseau des réacteurs de Nogent 1 et de Belleville 1 les 29 et 30 décembre 2023, il n’y a plus qu’un seul réacteur (Cattenom 411) pour lequel des travaux en lien avec le phénomène sont encore programmés au cours de l’année 2024, dans le cadre de sa 3ème visite décennale. Toutefois, des actions sont encore prévues jusqu’en 2025, notamment le contrôle des soudures réparées au moment de la construction des réacteurs, qui ont été identifiées en tant que composants sensibles à ce phénomène. Un défaut de ce type12 a été découvert à Penly 1 en mars 2023, avec un impact sur les prix à terme en France pour l’année 2024 (voir partie Prix). Les investigations sur ce réacteur ont permis de déterminer qu’il s’agissait d’un défaut propre à cette installation et non pas d’un défaut générique13. EDF a néanmoins mis à jour sa stratégie en accélérant le rythme prévu des contrôles des 320 soudures réparées identifiées comme sensibles sur plusieurs réacteurs14.

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          Très atypique par sa profondeur (155 mm de long et 23mm de profondeur pour une épaisseur de 27mm).

          Évaluation des impacts du réchauffement climatique sur la production nucléaire

          Le parc nucléaire est soumis aux normes règlementaires sur les rejets thermiques et de partage de la ressource en eau lors des épisodes de canicule et de sècheresse. Ces épisodes sont d’autant plus contraignants sur la production nucléaire et l’équilibrage du système électrique qu’ils se déroulent généralement en été et sur des périodes brèves. Selon les estimations de RTE, le risque d’indisponibilités liées au réchauffement climatique pourrait augmenter d’un facteur deux à trois à l’horizon 205015. L’ASN a notamment rappelé à EDF la nécessité d’anticiper ce risque dès les prochains étés16.  EDF a présenté en mai 2023 un programme d’intervention dédié à ces enjeux. L’opérateur a également partagé son estimation que les pertes de production à cause de ces phénomènes avaient représenté 0,3% de la production annuelle en moyenne depuis 2000 mais pourraient représenter 1,5% d’ici 2050, ce qui confirme les ordres de grandeur anticipés par RTE. Les principales centrales exposées selon EDF sont celles de Saint-Alban, Tricastin, du Bugey, du Blayais, de Golfech et de Chooz. En 2023, ces contraintes ont obligé EDF à réduire ponctuellement sa production sur plusieurs sites : Bugey (juillet et août), Golfech (août), Saint-Alban (octobre) et le Blayais (octobre), totalisant 0,2 TWh de pertes de production, ce qui représente moins de 0,1 % de la production en 2023. Il s’agit d’un niveau relativement faible par rapport à celui d’autres années précédentes, tout comme celui de l’année 2022, du fait des nombreux réacteurs déjà à l’arrêt à l’été, en lien avec les travaux relatifs au phénomène de corrosion sous contrainte. En 2021 par ailleurs, les pertes de production ont été très faibles grâce à des conditions de températures et pluviométries estivales favorables17.

          Pertes annuelles de production nucléaire pour cause de contraintes environnementales entre 2015 et 2023.jpg

          Retrouvez toutes les données ici : Données production nucléaire

          Données mises à jour le 29 février 2024

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          La production hydraulique a retrouvé un niveau conforme aux moyennes historiques grâce au bon remplissage des stocks

          Une production hydraulique en augmentation par rapport à celle de 2022, tout en restant inférieure au niveau moyen de la période de référence

          Le niveau de production des centrales hydroélectriques a atteint 58,8 TWh en 2023, soit une hausse de 18,6 % par rapport aux 49,6 TWh produits en 2022, qui avaient représenté le niveau le plus faible depuis 1976. La production en 2023 est toutefois restée inférieure de 5,1 % à celle de 2021 (62,0 TWh produits cette année-là) et se situe 4,8 % en deçà de la moyenne de la période 2014-2019 (61,7 TWh). La filière hydraulique est restée en 2023 la deuxième source de production électrique après le nucléaire, et la première source de production renouvelable, peu devant l’éolien terrestre. Ainsi, la contribution de la filière hydraulique à la production d’électricité en France en 2023 a représenté 11,9 % de la production totale.

          Toutes filières confondues, la production hydraulique a été très faible de janvier à mars (hormis deux semaines de janvier), mois qui concentrent habituellement une part importante du total annuel. Le volume de production très bas au cours des trois premiers mois de l’année est lié à une gestion responsable du stock hydraulique par les acteurs dans un contexte de faibles précipitations. Le niveau particulièrement faible de production au cours du mois de février s’explique par une nette baisse de la production des centrales au fil de l’eau du fait de leur forte dépendance aux précipitations. La disponibilité des moyens hydrauliques, et consécutivement leur volume de production, ont ensuite retrouvé des niveaux proches du bas de l’enveloppe de la période 2014-2019, en raison de précipitations plus favorables. À partir du mois d’octobre, grâce notamment au très haut niveau des stocks disponibles, le niveau de production a même atteint des niveaux parmi les plus élevés observés au cours des années précédentes.

          Évolution de la production hebdomadaire des centrales hydrauliques au cours de l’année 2023 et comparaison avec les années précédentes
          Données bilans électriques RTE
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          Tous les types de centrales (hors STEP) ont vu leur niveau de production d’électricité augmenter en 2023. Pour les centrales comportant des retenues d’eau, les stocks très élevés à partir de mi-avril ont permis une nette amélioration de la production au cours de cette période par rapport à 2022, en contraste avec les faibles niveaux atteints au cours de l’hiver 2022-2023 du fait de faibles précipitations. Dans le détail, la production des centrales de type lac, situées généralement dans les zones de haute montagne, a augmenté de 41,7 % par rapport à 2022, et les centrales d’éclusée (souvent en moyenne montagne) affichent une hausse de 24,5 %. Enfin, le niveau de production des centrales au fil de l’eau a augmenté de 14,2% sur l’année. En raison de précipitations très limitées en février, les centrales au fil de l’eau ont produit un volume très faible d’électricité avant de retrouver sur le reste de l’année des niveaux de production proches de ceux de la période 2015-2019 grâce à des volumes de précipitations abondants.

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          Évolution de la production hydraulique en France

          Dernière mise à jour le : 29 janvier 2024 à 10:52
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              Les centrales hydrauliques constituent une part importante du mix électrique français. 

              Les usines hydrauliques peuvent être segmentées en trois catégories selon la taille de la réserve à l'amont de la centrale : 

              - les usines de type Lac associées à une réserve dont la durée de remplissage est supérieur à 400h. Les usines de type Lac sont gérées sur un horizon annuel afin d'utiliser l'eau disponible lorsque la valeur pour le système électrique est maximale tout en respectant les contraintes techniques liées à la gestion de l'eau dans les vallées hydrauliques

              - les usines de type Eclusé associées à une réserve dont la durée de remplissage est comprise entre 2 et 400h. Les usines de type Eclusé sont gérées sur un horizon journalier à hebdomadaire. 

              - les usines de type Fil de l'eau associées à une réserve dont la durée de remplissage est inférieure à 2h. Les usines de type Fil de l'eau ont de faibles capacités de modulation et leur production est principalement conditionnées par les apports hydrauliques.  

              Ce graphique présente une vision mensuelle et annuelle de la production hydraulique en France et le détail par sous-filière : Lac, Eclusée, Fil de l’eau, Autre.

              Voir les données hydrauliques 

              Une année contrastée alternant très fortes sécheresses et précipitations abondantes

              Du point de vue météorologique, 2023 a été la deuxième année la plus chaude en France, depuis le début du XXème siècle, derrière 2022. L’année a été très contrastée selon les périodes. D’une part, les volumes des précipitations ont été très limités au cours de tout l’hiver, avec un déficit particulièrement important au cours du mois de février (-75% par rapport à la moyenne de la période 1991-202018), puis sont également restées déficitaires durant l’été et jusqu’à mi-octobre. L’été 2023 a d’ailleurs été le 4ème été le plus chaud depuis 1900, seulement dépassé par 2003 et 2022 et au même niveau que 201819. Le mois de septembre 2023 a été le plus chaud en France depuis 1900, de même que l’automne 2023, toujours selon Météo-France. D’autre part, des précipitations importantes ont été enregistrées à plusieurs moments de l’année : des chutes de neige abondantes au cours de la deuxième partie du mois de janvier, de nombreux et fréquents épisodes pluvieux en mars puis en alternance en avril et mai, et des pluies très intenses à partir de la deuxième moitié d’octobre.

              Un stock hydraulique au-dessus des moyennes historiques à partir du mois de mai

              En début d’année, le niveau des stocks hydrauliques en France était proche du niveau moyen de 2015-2021, mais le recours à la production des centrales de type lac ou éclusée produire de l’électricité a été relativement limité sur les trois premiers mois de l’année, et en particulier en février et mars. Ceci du fait d’une gestion responsable du stock hydraulique en raison de faibles précipitations lors de cette période, dans un contexte de consommation relativement faible par rapport aux niveaux des années précédentes (voir partie Consommation) et d’une forte production éolienne au mois de mars.

              À partir du printemps, les niveaux de stock sont remontés grâce aux précipitations abondantes, pour atteindre sur le reste de l’année l’un des niveaux les plus élevés depuis 2015. Cette évolution est notamment le résultat de quatre facteurs : le niveau de la consommation est resté très en-dessous des niveaux 2014-2019 (voir partie Consommation) ; les exploitants ont maintenu leur gestion responsable du stock en vue de l’hiver 2023-2024 ; les précipitations ont été bien plus favorables à la reconstitution du stock sur cette période, en particulier en novembre et en décembre, alors que le niveau de production d’électricité à partir des installations de type lac a atteint son plus haut niveau de l’année 2023 sur ces deux mois ; et enfin la production éolienne a atteint deux nouveaux pics de production aux mois de novembre et décembre, limitant ainsi au cours de ces périodes le recours au stock des lacs pour la production d’électricité.

              Graphe
              Légende et filtres

              Évolution hebdomadaire du stock hydraulique au cours de l'année

              Dernière mise à jour le : 29 février 2024 à 15:22
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                  Ce graphique présente une vision agrégée du productible contenu dans les réserves hydrauliques en France.  

                  L'usage de l'eau dans les barrages hydrauliques est géré de manière à répartir dans le temps la production des centrales concernées de façon optimale, en arbitrant entre une utilisation immédiate, ou différée en substitution de moyens de production plus coûteux. Cette gestion est réalisée en estimant le coût d'opportunité d'une utilisation reportée de la centrale (ou valeur d'usage). La centrale ne produit à un certain moment que si la valorisation de l'électricité sur les marchés dépasse le coût d'opportunité relatif à une utilisation future. La valeur dépend de l'instant considéré, du niveau de consommation, du niveau de stock restant ainsi que de celui des autres stocks modélisés et des prix futurs attendus pour les combustibles et l'électricité. Il peut donc arriver que la valeur d'usage de l'hydraulique de lac soit supérieure aux coûts des moyens thermiques.

                  Le graphique présente pour chaque année l'évolution du stock hydraulique en vision agrégée et converti en productible électrique. L'évolution du stock hydraulique dépend des apports reçus et de la quantité d'électricité produite par les usines hydrauliques. 

                  Voir les données mises à jour 


                  Retrouvez toutes les données ici : Données production hydraulique

                  Données mises à jour le 29 février 2024

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                  Paragraphes de la section

                  Un record de production pour l'éolien terrestre grâce au développement du parc et à des conditions favorables

                  Un facteur de charge en hausse, grâce à une année particulièrement venteuse

                  En 2023, les conditions météorologiques ont été favorables à la production éolienne : le facteur de charge pour l’éolien terrestre s’est établi à 26,2 %20, contre 21,6 % en 2022. Il s’agit d’une valeur plus élevée que celle des deux années précédentes mais inférieure à celle de 2020, qui avait été caractérisée par un niveau record de 26,6 %.

                   

                  Évolution du facteur de charge annuel de l’éolien terrestre
                  Données bilans électriques RTE
                  ×

                  Le facteur de charge en hausse, conjugué à un parc installé en augmentation (+ 1,2 GW pour l’éolien terrestre par rapport à 2022), a permis d’atteindre un volume de production record sur l’année 2023 (48,9 TWh). Le précédent maximum de 39,6 TWh, datant de l’année 2020, a pu être dépassé grâce au développement du parc (4,3 GW entre 2020 et 2023) et malgré un facteur de charge légèrement inférieur. Cet « effet parc » n’avait pas été suffisant en 2021 et 2022 pour dépasser le niveau de production de 2020 du fait d’années peu venteuses, caractérisées par des facteurs de charge plus faibles.21

                  Le taux de couverture de la consommation par la production éolienne terrestre s’est élevé à 11,3 % en moyenne en 2023, en nette progression par rapport à l’année 2022 (8,4 %)22 et pour la première fois au-dessus de la barre des 10 %.

                  Graphe
                  Légende et filtres

                  Évolution de la production éolienne en France

                  Dernière mise à jour le : 29 janvier 2024 à 10:55
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                      L'évolution de la production éolienne est un paramètre important de la transition énergétique, puisqu'il s'agit d'une énergie renouvelable et décarbonée. La production d'électricité éolienne en France a commencé se développer ave la mise en oeuvre de parcs de production éoliens terrestres. En 2022, le premier parc éolien en mer est entré en service. 

                      Ce graphique présente une vision annuelle et mensuelle de la production éolienne  au global et par sous filière : éolien terrestre, éolien en mer.​

                      Les données peuvent être de différentes natures :

                      • Les données issues des compteurs de RTE et de gestionnaires de réseau de distribution. La constitution des bilans globaux de consommation ou de production impliquent de disposer d’une vision agrégée de l’ensemble des données de comptage sur les périmètres du transport et de la distribution. Ces données ne sont disponibles que le 15 de chaque mois pour le mois qui vient de se terminer. Même si des mises à jour sont possibles, a minima pendant 12 mois, les données consolidées sont très robustes dès la première échéance de disponibilité.
                      • Les données dites provisoires, issues de télémesures mises en place par les gestionnaires de réseau sur les différents points du réseau électrique, complétées par des estimations pour les productions ou consommations non télémesurées. Les données provisoires constituent une première vision disponible très rapidement après chaque échéance ; elles ne disposent pas de la même qualité que les données de comptage (prise en compte d’estimations, moins bonne précision de la mesure par rapport aux données de comptage…). Les éléments des graphiques reposant sur des données provisoires sont signalés par un pictogramme spécifique sur le portail.

                      Voir les données mises à jour 

                      20

                      Taux moyen annuel calculé comme la moyenne des facteurs de charge au pas de temps de 30 minutes. La valeur pour l’ensemble de l’année 2023 est une première estimation qui sera mise à jour fin février avec des données consolidées.

                      21

                      RTE, Évolution du facteur de charge éolien, 2024

                      22

                      Taux moyen annuel calculé comme la moyenne des taux de couverture au pas de temps de 30 minutes.

                      Un développement du parc qui ralentit par rapport à l’année précédente, ne permettant pas d’atteindre les objectifs définis par les pouvoirs publics à l’horizon 2023

                      La puissance du parc éolien terrestre a atteint 21,8 GW au 31 décembre 2023, soit une augmentation de capacité installée de 1,2 GW par rapport au 31 décembre 2022.

                      Sur les cinq dernières années, le rythme de développement moyen de l’éolien terrestre a été d’environ 1,4 GW/an, une valeur de 25 % inférieure aux 1,8 GW/an qu’il eût été nécessaire d’installer entre 2019 et 2023 pour atteindre les objectifs à fin 2023 fixés par la Programmation pluriannuelle de l’énergie actuellement en vigueur (PPE 2 portant sur la période 2019-2028), qui ciblaient 24,1 GW de capacité installée pour le parc éolien terrestre. Le parc à fin décembre se situe donc 2,3 GW en dessous de cet objectif, ce qui correspond à un peu plus d’un an et demi d’installations au rythme moyen constaté pendant les cinq dernières années.

                      Le parc éolien devra continuer de se développer pour répondre aux enjeux de décarbonation des usages de l’énergie et de réindustrialisation fixés par les pouvoirs publics.23 Le discours prononcé par le président de la République à Belfort en février 2022 a confirmé la volonté de poursuivre le développement du parc éolien terrestre tout en l’adaptant, en posant le principe d’un lissage dans le temps de l’atteinte des objectifs de développement (avec la perspective d’un doublement de la capacité pour 2050 au lieu de 2030). Cela traduit à la fois une volonté de poursuivre le développement mais également un ralentissement du rythme de mise en service sur les prochaines années.

                      C’est dans cette lignée que le document de consultation de la Stratégie française pour l’énergie et le climat (SFEC), publié à l’automne 2023, dessine une révision des rythmes de développement de l’éolien terrestre dans l’hexagone, avec des objectifs à moyen terme moins ambitieux pour l’éolien terrestre et, en contrepartie, un rehaussement des objectifs concernant l’éolien en mer. Le document de consultation propose pour l’éolien terrestre une prolongation du rythme tendanciel d’installation constaté au cours des dernières années, ainsi que des fourchettes approximatives de capacité installée, allant de 33 à 35 GW à l’horizon 2030 puis de 40 à 45 GW à l’horizon 2035.

                      23

                      Les analyses détaillées dans le Bilan Prévisionnel 2023-2035 de RTE montrent que le développement des énergies renouvelables est un des leviers essentiels pour réussir les objectifs de décarbonation et réindustrialisation sur la période.

                      Évolution du parc éolien terrestre et comparaison avec les objectifs publics à l’horizon 2023
                      Données bilans électriques RTE
                      ×

                      Le volume de projets éoliens terrestres en phase de développement24 avancé a augmenté en 2023 : il a atteint 11,3 GW25 au 31 décembre, contre 10,1 GW à la même période en 2022. Cette augmentation, d’environ 1 GW, est proche de celle qui avait été observée en 2021 et pourrait signaler une légère progression dans les années à venir du rythme d’installation annuelle de nouvelles capacités. Cependant, cette dernière n’est pas garantie : le temps effectif de mise en service d’un projet pouvant varier, le temps passé en développement aussi. En outre, la hausse du volume constatée depuis 2021 reste modeste rapportée au volume global des projets en développement.

                       

                      apacité des projets éoliens terrestres en cours de développement
                      Données bilans électriques RTE
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                      24

                      Pour le réseau de RTE, il s’agit des projets ayant fait l’objet d’une « proposition d’entrée en file d’attente » ou d’une « proposition technique et financière » acceptée ou qui ont été retenus dans le cadre d’un appel d’offres. Pour le réseau d’Enedis, il s’agit de projets pour lesquels une demande de raccordement a été qualifiée complète par le gestionnaire de réseau de distribution.

                      25

                      Données RTE sur le réseau de transport, et données ENEDIS sur le réseau de distribution. Enedis, Projets en développement - Demandes en cours par tranches de puissance et modalités d'injection - Historiques cumulés, 2024

                      Les capacités éoliennes installées en France restent en retrait par rapport à ceux des voisins européens

                      Le parc éolien français (terrestre et en mer) s’établit à 22,7 GW à fin 2023 et reste significativement moins important, en capacité totale, que celui de certains pays voisins comme l’Espagne (30,7 GW), l’Allemagne (69,5 GW) ou le Royaume-Uni (30,2 GW). Ces deux derniers pays sont en outre en avance sur le développement de l’éolien en mer26, avec respectivement 8,5 GW pour l’Allemagne et 14,7 GW pour le Royaume-Uni.

                      En 2023, le rythme d’installation de nouvelles capacités éoliennes terrestres a augmenté en Allemagne (3,0 GW, +48 % par rapport à 2022) et au Royaume-Uni (0,8 GW au cours des trois premiers trimestres, +130% par rapport à 2022 sur cette période) alors qu’elles sont restées stables en Italie (0,5 GW) et en diminution en France (1,2 GW, -30 % par rapport à 2022) et en Espagne (0,6 GW, -60% sur l’année). Les capacités éoliennes en mer installées sur l’année 2023 sont en baisse, par rapport à 2022, pour l’ensemble de ces pays. Pour l’éolien en mer, les évolutions de capacité ne se font pas de manière continue mais dépendent des dates de mise en service de chaque nouveau parc en mer, qui produit une augmentation par palier sur l’année de mise en service. De plus fortes hausses sont attendues pour la France en 2024, avec notamment plus de 0,6 GW de capacités d’éolien marin, correspondant à la finalisation de l’installation des parcs de Fécamp et Saint-Brieuc en début d’année. Les dernières propositions de rythme de développement à l’horizon 2030, dont la plupart sont provisoires puisqu’encore en phase de consultation et devant être validées par les parlements des différents pays, font état de rehaussement possibles significatifs en ce qui concerne l’éolien en Allemagne (10 GW/an pour le terrestre et 3 GW/an pour l’éolien mer), en Espagne (5,5 GW/an d’éolien terrestre) au Royaume-Uni (5G W/an d’éolien en mer) par rapport à la France (1,5 GW/an pour l’éolien terrestre et 0,3 GW/an en mer27).

                      Selon les chiffres de la filière28, l’année 2023 a été une année record d’installation pour l’ensemble de l’Union européenne, avec 17 GW installés, portant la capacité totale à 221 GW. Cela représente une très légère accélération par rapport à l’année 2022, qui avait vu environ 16 GW d’installés, mais le rythme reste insuffisant, toujours selon la filière, pour atteindre les objectifs climatiques et énergétiques de l’Union européenne à 2030. L’année 2023 a aussi été caractérisée par un record en matière de nouvelle puissance installée pour un seul parc, du fait de l’installation aux Pays-Bas du parc éolien en mer « Hollandse Kust Zuid », pour l’instant le plus grande du monde, ayant une capacité de 1,5 GW29.  

                      Évolution des capacités éoliennes dans une sélection de pays européens
                      Données bilans électriques RTE
                      ×
                      26

                      Dont le facteur de charge est plus élevé en moyenne que celui de l’éolien terrestre, voir partie Eolien en mer

                      27

                      Selon les premières orientations de la Stratégie française énergie-climat (SFEC) rendues publiques en novembre. Ces trajectoires prévoient cependant une nette accélération pour la filière éolienne en mer à partir de 2030, à environ 3 GW/an (voir partie Éolien en mer).

                      29

                      Ce parc a en outre la particularité d’avoir été construit sans aucune subvention publique.

                      Le tarif garanti a continué à rapporter des recettes à l’état en 2023

                      La majorité de la production éolienne et solaire bénéficie d’un mode de rémunération incitatif grâce à un tarif garanti qui permet de soutenir le développement de ces filières30. La différence entre ce tarif garanti (prix de rachat ou de référence obtenu par le producteur, selon des critères fixés par l’État) et les prix sur les marchés de l’électricité est portée par l’État. Elle peut être positive du point de vue de l’État, c’est-à-dire représenter des recettes, si les prix de marché de gros (spot ou à terme) sont plus élevés que les prix garantis, ou négative, c’est-à-dire représenter un financement de la production de la part de l’État, dans le cas contraire. En 2022, ce mécanisme a représenté pour la première fois une recette pour l’État, les prix de gros de l’électricité31 ayant été en moyenne plus élevés que les tarifs garantis. En 2023, cette tendance s’est poursuivie et amplifiée sous l’effet de l’augmentation des volumes de production et des prix à terme fixés en 2022 pour l’année 2023.

                      Une première estimation de la CRE relative à la réévaluation des charges de service public de l’énergie du 3 novembre 2022, réalisée sur la base de la situation observée au plus fort de la crise énergétique, indiquait que l’éolien terrestre devait rapporter 8,9 milliards d’euros en 202232. Cette estimation reposait sur une prévision des profits ou pertes réalisés par les ventes de production d’électricité d’origine renouvelable sur les marchés à terme et sur le marché spot. Elle est donc naturellement amenée à être réactualisée avec les nouvelles prévisions de prix sur ces marchés, ou réévalué a posteriori avec les prix réalisés. La délibération de la CRE du 13 juillet 202333 portant sur l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2024 indique que la filière éolienne terrestre a finalement rapporté 2,3 milliards d’euros en 2022, et qu’elle devrait encore rapporter 3,934 milliards et 3 milliards respectivement en 2023 et 2024, soit un total de 9,1 milliards pour la période 2022-2024. À titre de comparaison, un tel montant représente 79 % des subventions reçues par la filière via le mécanisme de la Contribution au service public de l'électricité (CSPE) au cours des 20 dernières années35. Comme explicité plus haut, ces estimations pour 2023 et 2024 ont un caractère provisoire et pourront être réactualisées.

                      30

                      Via les mécanismes de Complément de Rémunération ou d’Obligation d’Achat. Les producteurs peuvent aussi vendre directement à un consommateur ou un fournisseur via la signature d’un contrat de long terme de droit privé (« Power Purchase Agreement »). Ce type de contrat, bien qu’en progression, reste un phénomène largement minoritaire aujourd’hui.

                      31

                      Sur les marchés spot et à terme.

                      34

                      Les recettes sur l’année 2023 pourraient être plus élevées que celles de l’année 2022 en raison de la combinaison de deux effets contraires : si les profits réalisés par la vente de production éolienne sur le marché spot ont été moins élevés en 2023 qu’en 2022, les profits réalisés sur les marchés à terme ont été plus importants en 2023 qu’en 2022, notamment parce que le prix auquel l’énergie a été échangée sur ces marchés a été fixé en 2022, à un moment où les prix de l’énergie étaient très élevés.


                      Retrouvez toutes les données ici : Données production éolienne

                      Données mises à jour le 29 février 2024

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                      Paragraphes de la section

                      Deux nouveaux parcs éoliens en mer en construction en 2023 et des objectifs à moyen-terme réhaussés

                      La construction de deux nouveaux parcs en mer a commencé en 2023

                      L’année 2023 a été caractérisée par la mise en exploitation progressive de deux nouveaux parcs éoliens en mer en France, situés au large des côtes bretonnes et normande, proches de Saint-Brieuc et de Fécamp. Avec le premier parc mis en service en 2022 au large de Saint Nazaire, la France comporte donc maintenant trois parcs éoliens offshore en exploitation, dont deux qui sont en cours de finalisation. Lorsque l’installation des deux nouveaux parcs sera terminée, la capacité totale de l’éolien en mer dans l’hexagone atteindra 1,5 GW. Au 31 décembre 2023, les capacités connectées au réseau représentent environ 224 MW pour le parc de Fécamp et 136 MW pour le parc Saint-Brieuc (soit respectivement 45 % et 27 % de leur capacité totale à venir), portant à 840 MW la capacité éolienne installée en mer.

                      À terme, le parc de St-Brieuc sera composé de 62 éoliennes posées sur le fond marin et situées à 16,3 km des côtes au point le plus proche, pour une puissance installée totale de 496 MW. Celui de de Fécamp comportera 71 éoliennes situées entre 13 et 24 km des côtes36, pour 497 MW installés.

                      Les pouvoirs publics avaient fixé dans la Programmation pluriannuelle de l'énergie 2019-2028 un objectif pour l’éolien en mer de 2,4 GW de capacités en service à l’horizon 2023. Même en comptant l’intégralité de la puissance prévue à terme pour les trois parcs mentionnés ci-dessus, la puissance installée atteindrait environ 1,5 GW, restant inférieure de près de 1 GW à cet objectif. Plusieurs autres parcs, d’une puissance unitaire d’environ 500 MW, sont attendus à court terme : à l’horizon 2025, ce sont les parcs de Courseulles-sur-Mer (450 MW) et Yeu Noirmoutier (496 MW) qui devraient voir le jour, suivis en 2026 par celui de Dieppe - Le Tréport (496 MW). 

                      Le volume d’énergie produite par les parcs offshore a représenté 1,9 TWh en 2023. C’est principalement le parc de Saint Nazaire qui en est à l’origine, le volume de production des deux nouveaux parcs ayant été faible sur l’année du fait d’une mise en service progressive.

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                      Au 31 décembre 2023 les deux parcs sont toujours en cours d’installation. Si certaines éoliennes sont bien en service et produisent d’ores et déjà de l’électricité, d’autres sont toujours en construction. Les deux parcs devraient être intégralement mis en service à l’hiver 2023-2024, d’après les exploitants.

                      Carte éolien en mer (BE2023).jpg
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                      Évolution du taux de couverture éolien français

                      Dernière mise à jour le : 29 février 2024 à 15:26
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                          Le taux de couverture correspond à la part de la consommation en France couverte de la production d'électricité d'origine éolienne. Il permet d'évaluer l'évolution de la part de l'éolien dans le mix énergétique français.  

                          Ce graphique présente le taux de couverture moyen et maximal de la consommation d'électricité par la production éolienne, à des granularités mensuelles et annuelles. Le taux de couverture est calculé au pas 30 minutes et correspond au ratio de l'énergie produite par la filière éolienne par rapport l'énergie consommée en France.

                          Un objectif de capacité installé en 2035 réhaussé

                          Depuis quelques années, l’éolien en mer apparaît comme une technologie essentielle pour atteindre les objectifs énergie-climat de la France. L’éolien en mer posé est maintenant compétitif économiquement et possède une partie significative de sa chaîne de valeur dans le territoire national. La filière bénéficie ainsi d’un large soutien politique, même si des points d’attention existent notamment concernant les conflits d’usages en mer ou la préservation de la biodiversité marine. En 2022, le pacte éolien en mer, signé entre l’État et la filière, a acté un rehaussement important des objectifs de développement. Ce dernier cible environ 40 GW d’éolien en mer d’ici 2050 et prévoit un objectif intermédiaire de 18 GW d’installations mises en service en 2035. Des nouvelles annonces courant 2023 ont par ailleurs concerné un possible rehaussement de l’objectif à l’horizon 2050 de 40 à 45 GW. Concernant le court et moyen terme, on retrouve cette nette accélération dans les premières orientations soumises à consultation en novembre 2023 dans le cadre de la nouvelle Stratégie française énergie-climat, qui proposent un objectif de 3,6 GW en 2030 puis de 18 GW en 2035. Ce quintuplement envisagé de la capacité installée en à peine cinq ans, entre 2030 et 2035, représente un défi de taille, rendant nécessaires des efforts importants de planification qui doivent être anticipés et concrétisés dans les toutes prochaines années, avec notamment le lancement de plusieurs appels d’offres concernant des nouvelles capacités37

                           

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                          Pour plus de détail sur le sujet, se référer au chapitre 3 La production et le stockage d’électricité du Bilan Prévisionnel 20232035 de RTE.

                          Un facteur de charge plus élevé en mer

                          Alors que le facteur de charge des éoliennes terrestres installées en France se situe autour de 23 - 24 % et peut atteindre environ 26 % pour les éoliennes les plus récentes38, les éoliennes en mer affichent un facteur de charge en général nettement plus élevé, qui s’explique par plusieurs facteurs structurels : elles profitent d’un espace environnant en mer dégagé d’obstacles et de vents plus forts et réguliers. Elles sont aussi plus grandes, avec à la fois des tailles de mât et des diamètres de pale plus élevés.

                          Tout comme pour un site terrestre, le facteur de charge exact d’un parc en mer dépend du site sélectionné et des vents moyens annuels qu’on trouve localement. Il dépend aussi de la technologie de fabrication des éoliennes utilisées. En 2023, le parc de St Nazaire, dans sa première année de fonctionnement39, a réalisé un facteur de charge moyen annuel de 35%. Ce niveau est inférieur au facteur de charge moyen de 40% annoncé par EDF, qui correspond à la moyenne de long-terme que le parc devrait atteindre sur l’ensemble de sa durée de vie. Le facteur de charge sur une année particulière peut varier en fonction des conditions de vent et d’autres facteurs (arrêts pour maintenance notamment) et il faudra un échantillon d’années suffisamment large pour évaluer un facteur de charge moyen fiable pour ce parc ou les autres parcs à venir.

                          Selon l’exploitant40, le parc de St-Brieuc devrait produire annuellement 1 850 GWh, correspondant à un facteur de charge d’environ 42%. Ce parc marque aussi un changement de technologie par rapport à celui de Saint Nazaire, avec des éoliennes de puissance unitaire plus élevée (respectivement 8 MW et 6 MW).

                          À l’horizon de la fin de la décennie, les autres parcs attendus devraient présenter, selon les exploitants, des facteurs de charge encore plus élevés. Par exemple, pour les parcs éoliens en mer posés de Dunkerque et Centre Manche 1, les développeurs de projet qui ont répondu aux différents appels d’offres envisagent des facteurs de charge de près de 50 %41. Sur le même horizon de temps, les parcs flottants pourront aussi profiter de meilleurs vents au large, ce qui contribuera à améliorer leur facteur de charge.

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                          Voir la note Évolution du facteur de charge éolien sur le portail Analyses et Données de RTE.

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                          Qui n’est pas représentative d’un fonctionnement « normal » puisqu’elle peut comporter des essais, réglages pour optimisation ou arrêts pour maintenance. Une grande partie du parc a notamment été à l’arrêt au mois de décembre, période de l’année où le parc produit habituellement de manière importante.

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                          Pour Dunkerque, les développeurs indiquent une durée annuelle de fonctionnement à pleine puissance comprise entre 3950 et 4150 heures, soit un facteur de charge entre 45% et 47% (CRE, Rapport de synthèse Dunkerque, 2023). Pour Centre Manche 1, le facteur de charge serait entre 48% et 51,8% (CRE, Rapport de synthèse version publique Centre Manche 1, 2023).


                          Retrouvez toutes les données ici : Données production éolienne

                          Données mises à jour le 29 février 2024

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                          Un volume record de production solaire et un une progression inédite du parc installé

                          Une production solaire en nette hausse

                          La production solaire s’est établie en 2023 à 21,6 TWh, en augmentation de 17 % (+ 3,1 TWh) par rapport à 2022.

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                          Évolution de la production solaire photovoltaïque en France

                          Dernière mise à jour le : 29 février 2024 à 15:05
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                              L'évolution de la production solaire photovoltaïque est un paramètre important de la transition énergétique, puisqu'il s'agit d'une énergie renouvelable et décarbonée.

                              Ce graphique présente une vision annuelle et mensuelle de la production solaire photovoltaïque en France.

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