BE 2023 Synthese

Vue d'ensemble 

L’année 2022 avait été marquée par trois crises énergétiques indépendantes et simultanées, qui cumulées avaient mis en tension le système électrique français : des menaces sur l’approvisionnement en gaz à la suite de l’invasion de l’Ukraine par la Russie qui ont provoqué une envolée des prix, une crise de la production nucléaire française (à son minimum depuis 1988), et une crise de la production hydraulique (à son minimum depuis 1976) du fait de faibles précipitations. Malgré ce contexte très défavorable, le système électrique français avait fait preuve de résilience et n’avait pas subi de rupture d’approvisionnement, grâce aux échanges avec les pays voisins conformément aux règles de fonctionnement du marché commun européen, à la baisse de la consommation en France et dans les pays voisins, et à la sécurisation des approvisionnements en gaz.

Au cours de l’année 2023, les déterminants de la sécurité d’approvisionnement ont retrouvé une situation plus favorable :

• la production électrique de toutes les filières décarbonées a nettement progressé (nucléaire, hydraulique, éolien, solaire) ;
• la consommation a diminué par rapport à l’année précédente, facilitant la couverture de la demande, dans la continuité de la dynamique observée à l’automne 2022 ;
• les niveaux de prix ont diminué à la fois sur le marché spot et sur les marchés à terme, avec une contraction des primes de risque retenues par les acteurs ;
• le solde des échanges d’électricité est redevenu nettement exportateur, atteignant 50,1 TWh, et la France a retrouvé sa position traditionnelle de premier pays exportateur d’Europe (en volume) ;
• les émissions liées à la production d’électricité ont atteint leur plus faible niveau depuis le début des années 1950.

Ainsi, le système électrique a retrouvé une situation d’équilibre dans laquelle les préoccupations sur la sécurité d’approvisionnement ont été largement atténuées. Ce «nouvel équilibre» ne constitue pas, pour autant, un retour à la situation d’avant-crise, la production des différentes filières ainsi que la structure de la consommation ayant significativement évolué depuis la fin des années 2010.

Analyse détaillée

La dynamique nettement baissière de la consommation française amorcée dès l’automne 2022, au moment de l’aggravation de la crise énergétique, s’est poursuivie tout au long de l’année 2023. En conséquence, le volume de consommation (corrigée des aléas météorologiques et calendaires) sur l’année a baissé de 3,2 % par rapport à celui de l’année précédente, atteignant 445,7 TWh.

Le volume total de production électrique a progressé de 11 % entre 2022 et 2023 pour atteindre 494,7 TWh, tout en restant en-dessous des niveaux antérieurs à 2020.

• La disponibilité du parc nucléaire s’est redressée au cours de l’année, par rapport aux niveaux historiquement faibles atteints en 2022, mais elle est restée en retrait par rapport à celle des années d'avant-crise. Le volume de production nucléaire a atteint 320,4 TWh (contre 279,0 TWh en 2022 et 394,7 TWh en moyenne entre 2014 et 2019).
• L’année 2023 a été caractérisée par des records de production à la fois pour l’éolien (50,8 TWh) et le solaire (21,6 TWh), qui ensemble ont totalisé près de 15 % du mix de production électrique, contribuant ainsi à la sécurité d’approvisionnement et à l’augmentation de l’offre d’électricité bas-carbone en France et dans les pays voisins, grâce aux échanges. En 2023, la capacité installée du parc solaire et éolien en mer a progressé de manière inédite pour la France.
• La production hydraulique (58,8 TWh), qui est restée la deuxième filière de production électrique, a connu une nette reprise par rapport à l’année 2022 grâce notamment à des précipitations plus abondantes, qui ont permis de garder des niveaux de stock élevés.
• La conjonction simultanée de baisse de la demande et de hausse de la production décarbonée ont concouru à diminuer le recours aux combustibles fossiles et en particulier au gaz (dont la production est passée de 44,1 TWh en 2022 à 30,0 TWh en 2023).
• La production électrique à partir de charbon n’a jamais été aussi faible et est aujourd’hui totalement anecdotique dans le mix français (0,17 % de la production d’électricité française en 2023).

Dans l'ensemble, filières bas-carbone ont continué de dominer largement le mix électrique : la production d’électricité française se situe parmi les moins émissives en gaz à effet de serre en Europe, un constat qui s’est confirmé en 2023 avec près de 92 % de production décarbonée. Ces éléments ont conforté la place du système électrique national en tant qu’atout de décarbonation de l’électricité en Europe grâce à l’exportation d’une partie de sa production bas-carbone.

Le regain de production électrique a permis de moins recourir aux importations et d’exporter des volumes plus conséquents : après une année 2022 singulière où le solde avait été importateur net (16,5 TWh dans le sens des importations) pour la première fois depuis 1980, la France a retrouvé en 2023 sa position historique d’exportatrice nette d’électricité avec un solde de 50,1 TWh.

La diminution des tensions sur l’offre d’électricité s’est également reflétée favorablement sur les prix du marché, qui ont retrouvé des niveaux semblables à ceux de 2021. Le fort désalignement entre les prix à terme et les fondamentaux de marché observé en 2022, traduction d’une prime de risque spécifique à la France en raison des craintes des acteurs de marchés sur la sécurité d’approvisionnement (qui apparaissaient démesurées par rapport à la réalité), s’est progressivement résorbé en 2023, jusqu’à la convergence entre la France et les pays voisins¹

En 2023, la consommation d’électricité en France, corrigée des effets météorologiques et calendaires², a représenté 445,7 TWh, soit un recul de 3,2 % par rapport à l’année précédente, où la consommation avait déjà atteint un creux de 460,2 TWh du fait de la crise énergétique. En 2023, elle se situe 6,8 % en retrait par rapport à la consommation d’avant-crise (moyenne 2014-2019), en-dessous du niveau atteint en 2020 (458,7 TWh), année marquée par la crise sanitaire à partir du printemps, et a fortiori également de celui de 2021, année où la consommation avait connu un léger rebond (465,4 TWh). Il faut désormais remonter au début des années 2000 pour trouver des niveaux de consommation comparables à celui de 2023.

Par ailleurs, la baisse de consommation entre 2022 et 2023 est une des plus fortes jamais constatées : plus conséquente que celles observées entre 2021 et 2022 (-1,1 %), et entre 2008 et 2009 à la suite de la crise économique (-1,5 %), et très proche de la baisse de consommation qui avait eu lieu entre 2019 et 2020 (-3,7 %).

La tendance baissière observée en 2022 et qui s’était intensifiée à partir de l’automne, au plus fort de la crise, s’est confirmée tout le long de l’année 2023. Celle-ci a concerné tous les secteurs (résidentiel, industriel, tertiaire). La réalisation d’une enquête en partenariat avec l’institut IPSOS a permis de montrer que cette diminution n’était pas uniquement le résultat de démarches de sobriété volontaires mais découle également d’une réaction de la population et des acteurs économiques vis-à-vis de la hausse de prix dans l’ensemble de l’économie.

Cette diminution prolongée de la consommation s’explique d’une part, par une mobilisation continue en faveur des économies d’énergie dans les administrations, les entreprises et de la part des ménages, avec le lancement d’un second plan gouvernemental en octobre 2023.

D’autre part, les enquêtes menées auprès des consommateurs et la baisse marquée de la consommation industrielle semblent indiquer que la conjoncture macroéconomique dégradée a été un facteur d’autant plus déterminant dans la baisse de consommation d’électricité en France et en Europe, sous l’effet d’une inflation persistante (4,9 % en 2023 contre 5,2 % en 2022 selon l’INSEE). Notamment, 27 % de la baisse structurelle de consommation est attribuable aux grands consommateurs industriels, alors que ces derniers ne représentaient qu’environ 14 % de la consommation d’électricité sur la période 2014-2019. Les entreprises sont par ailleurs plus exposées aux variations des prix de l’énergie que les particuliers : l’INSEE avait estimé début 2023 que les consommateurs professionnels subiraient une augmentation de 84 % des prix de l’électricité sur l’année complète 2023³. En ce qui concerne les particuliers ayant opté pour le tarif règlementé de vente, le bouclier tarifaire mis en œuvre dès 2022 a contribué à lisser et à limiter l’effet des hausses des prix pour les ménages, bien que son plafond ait été relevé à deux reprises en 2023 (de 15 % en moyenne au 1^er février d’abord, puis de 10 % en moyenne au mois d’août).

Les températures élevées en 2023, deuxième année la plus chaude jamais enregistrée en France, ont tiré la consommation « brute » (sans correction des effets du climat) davantage à la baisse. Elle a atteint 438,7 TWh, soit son niveau le plus faible depuis 2002.

Sous l’effet des conséquences des crises énergétiques et géopolitiques, la consommation est restée depuis plusieurs années à des niveaux bien plus faibles de ceux observés jusqu’en 2019. Cette tendance devrait perdurer à court terme, dans un contexte macroéconomique encore contraint et du fait de la poursuite des actions en faveur des économies d’énergie, qui pour les ménages ont été largement articulées autour de gestes simples (baisser la température, éteindre les lumières inutiles ainsi que les appareils en veille, adopter des modes de cuisson économes, etc.).

Les effets liés à la conjoncture actuelle s’inscrivent cependant dans une dynamique plus large d’évolution des modes de consommation : développement de l’efficacité énergétique, électrification des usages de l’énergie, modification du tissu productif, sobriété énergétique. Ces évolutions ont des effets contrastés, dont la résultante devrait mener d’ici quelques années à une tendance haussière, nécessaire pour atteindre les objectifs de réindustrialisation de la France et sortir des énergies fossiles, même si au vu des incertitudes qui caractérisent la conjoncture actuelle, il est difficile d’estimer quand l’inflexion pourrait se matérialiser.

Le volume total d’électricité produite en France en 2023 a atteint 494,7 TWh, en augmentation de 11 % par rapport à l’année 2022, qui avait été caractérisée par un minimum historique de production depuis 1992 (445,5 TWh). La production d’électricité française en 2023 demeure néanmoins relativement faible par rapport à l’historique récent et notamment inférieure à celle de 2020 (499,8 TWh).

Les volumes de production nucléaire et hydraulique ont progressé, après une année 2022 particulière durant laquelle ils avaient été très affectés essentiellement par la crise due au phénomène de corrosion sous contrainte mais également en partie par les faibles précipitations. La production nucléaire s’est élevée à 320,4 TWh, en augmentation de 41,5 TWh par rapport à l’année précédente, grâce à une meilleure disponibilité (correspondant à environ quatre réacteurs additionnels en moyenne sur l’année). Ce volume reste cependant en retrait par rapport à ceux des années précédentes (394,7 TWh en moyenne sur la période 2014-2019). La production hydraulique a représenté 58,8 TWh, ce qui constitue une augmentation de 9,2 TWh par rapport à l’année précédente, se rapprochant des niveaux habituels (61,7 TWh en moyenne sur la période 2014-2019), malgré une période de sécheresse marquée en début d’année.

Les productions éolienne et solaire ont atteint des volumes record. La production éolienne (terrestre et en mer) a solidement acquis la troisième place dans le mix de production français, avec 50,8 TWh produits (contre 38,6 TWh en 2022), dépassant largement le précédent record de production de 2020 (39,7 TWh). Ceci a été possible grâce à la progression du parc installé et à un bon facteur de charge résultant de conditions météorologiques favorables. La production solaire s’est élevée à 21,6 TWh, contre 18,5 TWh en 2022, précédent record, grâce au développement du parc. Ces énergies s’intègrent durablement dans le mix électrique et ont représenté près de 15 % du mix de production en 2023.

L’accroissement de la production décarbonée (nucléaire, hydraulique, éolienne et solaire) a permis de limiter le recours aux combustibles fossiles pour la production électrique : la production thermique fossile a atteint son plus bas niveau depuis 2015 (32,6 TWh), une baisse majoritairement portée par la diminution de la production à partir de gaz, passée de 44,0 TWh en 2022 à 30,0 TWh en 2023. La production des moyens au gaz avait en effet été particulièrement sollicitée en 2022 pour compenser le manque de production nucléaire et hydraulique. La production des centrales alimentées au charbon n’a représenté que 0,8 TWh sur l’année 2023, ce qui correspond à 1,7 millième du volume de production totale (moins de 0,17 % du mix) et est désormais anecdotique.

En 2023, la production nucléaire est remontée à 320,4 TWh, ce qui représente une augmentation de 41,5 TWh par rapport à l'année 2022, lors de laquelle le volume de production avait atteint un minimum historique depuis 1988 (279,0 TWh) en raison notamment de l’identification de défauts de corrosion sous contrainte sur certains réacteurs.

La filière nucléaire est restée de loin prépondérante dans le mix électrique (65 % du mix) ; elle demeure toutefois à un niveau bas, proche de celui de 1992⁴, et a fortiori en deçà des niveaux de la période 2014-2019 (en moyenne 394,7 TWh), ainsi que de celui de l'année 2020, où la production avait été fortement affectée par le confinement⁵ (335,4 TWh).

L’amélioration significative de la production d'électricité nucléaire par rapport à l’année passée est la conséquence directe d’une plus forte disponibilité du parc, en particulier à partir de la fin du printemps et tout au long du second semestre. En effet, la disponibilité du parc nucléaire en 2023 a connu une nette amélioration par rapport à l’année 2022, qui avait été marquée par les contrôles et réparations liés au phénomène de corrosion sous contrainte, ainsi que dans une moindre mesure par la densification des arrêts dus aux visites décennales et par la perturbation des plannings de maintenance à la suite de la crise sanitaire. La disponibilité moyenne en 2023, tous facteurs confondus, s’est élevée à 38,6 GW (63 % du parc), contre 33,2 GW en 2022 (54 %). La disponibilité s’est améliorée en particulier au cours des quatre derniers mois de l’année, à l’approche de l’hiver, avoisinant les minima de l’enveloppe d’avant-crise sanitaire⁶. Deux épisodes de baisse marquée ont tout de même caractérisé cette période : le premier dû à une conjonction d’événements dont les effets de la tempête Ciarán⁷ (au tournant des mois d’octobre et novembre) et le second fin décembre, liée à une optimisation du stock de combustible dans un contexte de demande faible et de production renouvelable élevée. Au cours de cette même période, la hausse de la disponibilité vis-à-vis de celle observée en 2022 a été nettement marquée : 41,4 GW en moyenne sur ces quatre mois en 2023 contre 31,4 GW en 2022.

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 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 2010⁸.

Avec un total de 58,8 TWh sur l’année 2023, la production hydraulique a progressé de 19 % par rapport à 2022 (49,6 TWh), année affectée par une pluviométrie très faible, lors de laquelle la production avait atteint son minimum depuis 1976. La filière hydraulique a ainsi conservé le deuxième rang dans le mix électrique français (12 % du mix électrique), restant la principale filière renouvelable devant l’éolien terrestre.

La production hydraulique en 2023 s’est néanmoins située en deçà de la moyenne sur la période 2014-2019 (61,7 TWh). En effet, elle a été particulièrement faible au cours des mois de février et mars en conséquence de faibles précipitations lors de l’hiver 2022-2023⁹ et en particulier au mois de février, alors que cette période concentre généralement une grande partie de la production annuelle. À partir du mois d’octobre cependant, les volumes de production ont dépassé les niveaux les plus élevés constatés au cours de la période 2014–2019.

Les stocks hydrauliques ont atteint des niveaux très élevés en regard de l’année précédente et de la moyenne historique à partir du printemps, après un début d’année caractérisé par des faibles précipitations où ils étaient restés proches de la moyenne. Ces niveaux de stock élevés ont été rendus possibles par la gestion prudente des exploitants en début d’année, sous l’effet des faibles précipitations, et par l’amélioration de la pluviométrie à partir du printemps. La disponibilité de bons niveaux de stocks hydrauliques a constitué un élément très favorable pour la sécurité d’approvisionnement au cours de l’hiver 2023–2024.

Les productions éoliennes et solaire ont atteint en 2023 des niveaux record : 50,8 TWh pour l’éolien et 21,6 TWh pour le solaire photovoltaïque. Ensemble, ces deux filières ont dépassé pour la deuxième année consécutive la production hydraulique, ceci alors que la production hydraulique a retrouvé des niveaux habituels en 2023 : cela montre que ces énergies renouvelables variables occupent d’ores et déjà une part importante dans le mix électrique français, représentant près de 15 % de la production totale, et contribuant également à la sécurité d’approvisionnement (voir partie Flexibilités).