Production bilan

Dans le contexte particulier qui a caractérisé l’année 2022, la production d’électricité en France s’est écartée de ses valeurs historiques, à la fois du point de vue du volume que de la répartition entre filières.

Le volume total de production a atteint 445,2 TWh, ce qui représente une baisse d’environ 15 % par rapport à l’année précédente (-77 TWh ). Il s’agit du niveau le plus faible depuis 1992, alors que le parc nucléaire n’était pas totalement en service¹.

Ceci est le reflet de la faible disponibilité du parc nucléaire, dont la production a baissé de 82 TWh par rapport à 2021, ainsi que des contraintes sur la production hydraulique (-12 TWh). La baisse de la production de ces deux filières a été partiellement compensée par l’augmentation de la production renouvelable (+4 TWh pour le solaire et +1 TWh pour l’éolien), et de la production à partir de gaz (+11 TWh), et par ailleurs un recours accru aux importations (voir partie Échanges) et par la baisse de la consommation. Le volume de production sur l’année s’est révélé par ailleurs inférieur à celui de 2020 (- 50 TWh), alors que ce niveau de 2020 avait été le plus bas enregistré depuis 20 ans.

Le parc français a poursuivi son évolution en 2022 grâce à la progression des filières renouvelables. La puissance installée a atteint 144,3 GW au 31 décembre, soit une augmentation de 5,6 GW en un an, dont 5 GW de puissance éolienne et solaire. En particulier, le parc solaire photovoltaïque a atteint 15,7 GW au 31 décembre 2022 (+2,6 GW en un an), le parc éolien terrestre a atteint 20,6 GW (+1,9 GW) et le premier parc éolien en mer en France a été mis en service à Saint-Nazaire (0,5 GW).Le parc hydraulique a également évolué à la marge (+0,1 GW).

Le parc nucléaire s’est maintenu à son niveau de 61,4 GW, atteint en 2020 après la fermeture des deux réacteurs de la centrale de Fessenheim. 

En ce qui concerne le parc thermique, l’année 2022 a vu la mise en service du cycle combiné gaz de Landivisiau d’une puissance de 0,4 GW.

Au cours des prochaines années, le parc de production sera amené à se transformer en profondeur. Dans les prochains mois, la Stratégie française énergie climat (SFEC), qui constituera la feuille de route de la France pour atteindre la neutralité carbone en 2050, sera remise à jour et redéfinira les nouveaux objectifs de politique énergétique du pays. En amont, une concertation nationale concernant le mix énergétique s’est déroulée entre octobre 2022 et janvier 2023 à l’initiative du ministère de la transition énergétique et alimentera les discussions parlementaires qui démarreront en 2023 en vue de la prochaine Loi de programme énergie climat (LPEC). Une fois adoptée, cette loi fixera notamment les orientations de la nouvelle Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE 3) qui précisera, pour la période 2024-2033, les objectifs d’évolution du mix énergétique en France.

¹ 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).

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Données mises à jour en février 2023

La production du parc nucléaire français a fortement baissé en 2022 par rapport aux années précédentes, avec un volume produit de 279 TWh (soit 62,7 % de la production totale) contre 360,7 TWh en 2021 et 379,5 TWh en 2019. La production est également inférieure à celle de l’année 2020 (335,4 TWh), pourtant une année hors norme du fait de la crise sanitaire.

Ce faible niveau de production découle d’une disponibilité historiquement faible du parc au cours de l’année. L’écart avec les années précédentes a été particulièrement marqué au cours de la période estivale, pendant laquelle se sont concentrés les arrêts pour maintenance et contrôles liés au phénomène de corrosion sous contrainte, dans le but de maximiser la capacité de production au cours des périodes les plus froides. En particulier, la disponibilité a atteint un minimum historique de 21,7 GW le 28 août 2022, avec 65 % du parc nucléaire à l’arrêt, avant de remonter en fin d’année, avec 39,4 GW de disponibilité en moyenne au cours du mois de décembre (36 % du parc à l’arrêt), tout en restant nettement en-deçà des niveaux des années précédentes. La concentration des différents arrêts durant l'été a néanmoins permis de maximiser la disponibilité lors de la période hivernale.

Un niveau de production aussi faible sur l'année n’avait jamais été atteint depuis la fin du développement du parc nucléaire existant. Il se situe, dans l’absolu, au niveau le plus bas observé depuis 1988.  Cette année-là, la puissance nucléaire installée ne représentait que 51 GW, soit 83 % de la puissance installée actuellement (pour 8 réacteurs en moins).

Des arrêts réguliers et programmés plusieurs années en avance sont nécessaires pour l’ensemble des réacteurs français, en particulier pour des rechargements de combustible (généralement tous les 12 à 18 mois pour une durée de l’ordre de 40 jours¹) ainsi que des visites permettant un réexamen de sureté du réacteur : des visites partielles (tous les 3 à 4 ans, d’une durée de près de 3 mois et combinées au rechargement de combustible) et des visites décennales (tous les 10 ans, d’une durée minimale de 6 mois).

Dans le cadre du programme du Grand carénage, engagé depuis 2014 par EDF, des travaux de maintenance ou d’améliorations pour prolonger la durée de vie et la sûreté des réacteurs ont lieu, majoritairement lors des 4^èmes visites décennales. Ils concernent le changement de gros composants du réacteur comme les générateurs de vapeur, ou l’introduction de nouvelles installations pour renforcer la sûreté², et rendent les opérations plus longues et plus complexes.

Le positionnement des arrêts programmés obéit à la fois à des logiques de sûreté des réacteurs, d’organisation industrielle (composants / intervenants), ainsi qu’à la nécessité de maintien d’un niveau de disponibilité suffisant pour garantir la sécurité d’approvisionnement. Ces arrêts sont donc échelonnés dans le temps, et prévus généralement hors des périodes hivernales. 

Dans l’édition 2019 du Bilan prévisionnel publié avant la crise sanitaire³, RTE avait identifié les hivers 2021-2022 et 2022-2023 comme étant particulièrement contraints du point de vue de la sécurité d’approvisionnement. Au-delà des incertitudes concernant la mise en service de l’EPR de Flamanville, ceci résultait du positionnement de quatre visites décennales affectant la période du cœur de l’hiver 2021-2022 en cas d’allongement de ces arrêts de deux mois, et de trois visites décennales planifiées sur le mois de janvier 2023. Par ailleurs, la tendance au rallongement de la durée des arrêts et l’augmentation des arrêts hors visites décennales avaient été identifiés à l’époque comme un facteur pouvant affecter la disponibilité des réacteurs les années suivantes.

En effet, il a été constaté une augmentation des durées des visites décennales programmées au cours de l’année 2022. De plus, quatre réacteurs du palier 900 MW ont effectué leur quatrième visite décennale au cours de l’année (Gravelines 3, Dampierre 2, Tricastin 3 et Blayais 1) et de manière simultanée, ce qui constitue un fait inédit.  Cette densification des opérations de maintenance devrait se maintenir au cours des années à venir : en 2023 par exemple, cinq VD4 sont prévues simultanément.

À ce planning déjà contraint se sont ajoutés les effets de la crise sanitaire survenue en mars 2020, qui a conduit au décalage d’un certain nombre d’arrêts programmés prévus cette année-là, avec des répercussions en 2021 et 2022.

Fin 2021, un aléa générique a été caractérisé sur les réacteurs les plus récents du parc nucléaire, concernant la fissuration de certaines tuyauteries auxiliaires au circuit primaire et attribuable à un phénomène de corrosion sous contrainte.  Le phénomène a d’abord été détecté en octobre sur le réacteur 1 de la centrale de Civaux (1450 MW_e), lors de contrôles réalisés dans le cadre de la visite décennale du réacteur⁴. En novembre 2021, le réacteur 2 de la centrale de Civaux a été arrêté de manière préventive, anticipant l’échéance de sa deuxième visite décennale, pour réaliser des contrôles⁵ qui ont mené à la détection du même problème. Mi-décembre, EDF a communiqué les résultats des analyses menées sur les tuyauteries concernées, qui ont révélé que la fissuration était provoquée par un phénomène de corrosion sous contrainte (CSC). Entre décembre 2021 et janvier 2022, le phénomène a été identifié également dans les deux réacteurs de la centrale de Chooz, de même technologie que ceux de Civaux⁶ (palier N4, 1450 MW_e), arrêtés de manière préventive, et dans le réacteur 1 de Penly (palier P’4, 1300 MW_e), déjà arrêté pour visite décennale.

EDF a alors établi une stratégie de contrôle des autres réacteurs du parc, soit lors d’arrêts déjà programmés, soit lors d’arrêts spécifiques, jugée « appropriée » par l’ASN fin juillet 2022. Ceci a conduit à la mise à l’arrêt d’une partie importante du parc, en vue de réaliser des investigations poussées et de stabiliser un diagnostic d’une part, et afin de procéder à des réparations sur les réacteurs pour lesquels le défaut a été jugé inacceptable d’autre part. À la suite des investigations réalisées, EDF a indiqué que les réacteurs les plus sensibles au phénomène étaient ceux des paliers N4 (4 réacteurs, de 1450 MW_e) et P’4 (12 réacteurs de 1300 MW_e), à la fois les plus récents et les plus puissants du parc nucléaire français, qui n’étaient pas concernés de manière prioritaire par le Grand Carénage du parc et les opérations de prolongations de la durée de vie des centrales.

Sur ces seize réacteurs N4 et P’4, dix ont fait l’objet d’examens en 2022, dont trois pour lesquels le traitement est terminé⁷ (Civaux 1 et 2, où une CSC avait été détectée, et Cattenom 4, qui ne présentait pas de CSC). EDF a indiqué que le traitement de tous les réacteurs des paliers N4 et P’4 sera complété d’ici fin 2023. Les réacteurs des paliers 900 MW et P4 n’ayant pas déjà été contrôlés en 2022 le seront entre 2023 et 2024 lors des visites programmées⁸.

En début d’année 2022, pour limiter le nombre de réacteurs à l’arrêt dans une période à fort enjeu pour le système électrique, certains arrêts pour maintenance programmée ont été décalés. Cette optimisation des plannings par l’exploitant a permis de maximiser la disponibilité du parc durant la période hivernale.

Les arrêts en lien avec les contrôles vis-à-vis du phénomène de corrosion sous contrainte ont fortement affecté les prévisions de disponibilité du parc nucléaire au cours de l’année, à mesure de l’avancée des contrôles et analyses réalisés par l’exploitant. A titre d’exemple, la disponibilité moyenne planifiée pour août 2022 était de 44,9 GW vue du 1^er octobre 2021, de 40,9 GW vue du 1^er février 2022 et a finalement atteint 26,4 GW. La réactualisation des déclarations de disponibilité nucléaire a eu un impact direct sur l’évolution des prix spot et des prix à terme (cf. partie Prix).

La disponibilité du parc nucléaire a évolué dans l’enveloppe prévue par RTE dans l’étude saisonnière sur l’hiver⁸. À partir de fin novembre, elle s’est avérée légèrement supérieure à la prévision centrale de mi-novembre car de nombreux réacteurs avaient été redémarrés à ce moment-là.

Fin décembre, du fait des conditions de marché atypiques avec une consommation d’électricité et des prix extrêmement bas, la disponibilité effective a de nouveau baissé. En effet, dans cette configuration très favorable pour l’équilibre offre-demande, des arrêts courts ont été réalisés par l’exploitant dans une logique d’optimisation de la performance globale du parc nucléaire, sans incidence sur la sécurité d’approvisionnement.

Ainsi, les scénarios les plus dégradés pour le système électrique ont pu être évités même si la disponibilité du parc nucléaire est restée à un niveau inférieur à celle des années précédentes sur la même période.

Les indisponibilités du parc nucléaire relèvent, en 2022, de différents facteurs qui, combinés, ont représenté environ 14 GW de puissance indisponible en moyenne sur l’année 2022 :

• Augmentation du rythme et de la longueur des arrêts pour maintenance dans le cadre du programme de Grand Carénage
• Perturbation du calendrier des arrêts pour maintenance du fait de la crise sanitaire
• Découverte du phénomène de corrosion sous contrainte (CSC)

Sur la base d’une analyse des déclarations d’indisponibilité et de leur évolution au cours du temps, il est possible de distinguer les effets du Grand carénage de ceux de la crise sanitaire, intégrés dans les plannings, ainsi que les allongements des durées d’indisponibilité par rapport aux plannings déclarés, liées en partie à la découverte de la CSC et aux contrôles et réparations associés. Ces dernières ont eu un effet significatif sur la disponibilité du parc (voir ci-après).

Sur la totalité de l’année, les centrales nucléaires présentant le taux d’indisponibilité le plus fort sont donc celles qui ont été soumises à des contrôles et des réparations en lien avec la corrosion sous contrainte. Les centrales de Chooz et de Civaux en particulier (palier N4) ont été indisponibles durant toute l’année 2022.

¹ Durée prévisionnelle habituellement déclarée par EDF sur les années précédentes dans le cadre du règlement Transparence. Les durées effectives peuvent varier.

² Un exemple est la construction d’un récupérateur de corium sous chacun des réacteurs.

³ Publié le 1^er mars 2020.

⁴ Phénomène de corrosion sous contrainte détecté sur certains réacteurs - 04/11/2022 - ASN.

⁵ Les contrôles étant invasifs (découpe de tuyauterie), ils ne pouvaient pas être menés sur un réacteur en fonctionnement et nécessitaient le remplacement de la portion de tuyauterie concernée par les fissures avant que les réacteurs soient remis en fonctionnement. EDF a dévoilé en juillet 2022 sa stratégie visant à contrôler d’ici 2025 l’ensemble des réacteurs et affirmé l’ambition de mettre en œuvre des contrôles non destructifs, par ultra-sons, de manière systématique à partir de janvier 2023. Note d'information d'EDF, mise à jour du 27 juillet 2022.

⁶ Les paliers regroupent des réacteurs homogènes. En effet, même si tous les réacteurs du parc français reposent sur la même technologie, des évolutions ont été introduites au fil du temps.

⁷ Note d'information d'EDF, mise à jour du 16 décembre 2022 et Note d'information d'EDF, mise à jour du 3 novembre 2022.

⁸ Note d'information d'EDF, mise à jour du 3 novembre 2022.

⁹ RTE- Analyse pour l'hiver 2022-2023.

Retrouvez toutes les données ici : Données production nucléaire

Données mises à jour en février 2023

La filière hydraulique a contribué à la production d’électricité en France en 2022 à hauteur de 49,6 TWh, soit 11,1 % de la production totale. En lien avec des faibles précipitations de l’hiver 2021-2022 et des épisodes de sécheresse au printemps et l’été, le volume de production est en net recul par rapport à celui de 2021 (62,0 TWh, soit une baisse de 20,0 %) ainsi que par rapport à la moyenne de la période 2014-2019 (61,6 TWh). Le niveau de production se situe également en retrait de celle enregistrée en 2011 (50,3 TWh), année touchée également par une très forte sècheresse.  Malgré cela, la filière hydraulique est restée en 2022 la deuxième source de production électrique après le nucléaire, et la première source de production renouvelable.

La baisse de production a concerné tous les types de centrale (hors STEP). Les plus affectées ont été les centrales comportant des retenues d’eau (type lac), présentes souvent dans les zones de haute montagne, qui ont affiché une baisse de production de 35,4 % par rapport à 2021, et les centrales d’éclusée (présentes surtout en moyenne montagne), pour lesquelles la réduction a été de 27,8 %. Enfin, les centrales au fil de l’eau, qui ne présentent pas de retenues d’eau, ont vu leur production baisser de 16,3 %. La production de ces dernières est très dépendante de la pluviométrie : elle a été très limitée entre mai et septembre puis s’est améliorée à partir d’octobre avec le retour de la pluie.

Du point de vue météorologique, l’année 2022 a été très atypique par rapport à l’historique par bien des aspects. Il s‘agit de l’année la plus chaude jamais enregistrée, avec des records de températures et d’ensoleillement battus dans plusieurs régions. Il s’agit de l’année la moins pluvieuse depuis 1959 avec une pluviométrie déficitaire de près de 25 % en moyenne sur l’année¹, ce déficit ayant été particulièrement marqué entre mai et juillet 2022. Par ailleurs, l’équivalent en eau du manteau neigeux sur l’hiver 2021-2022 a été proche des normales dans les Pyrénées mais largement déficitaire dans les Alpes, ce qui a limité le remplissage des barrages au moment de la fonte des neiges.

Malgré un stock hydraulique situé encore dans la moyenne historique en début d’année 2022², celui-ci s’est dégradé tout au long de l’année du fait des conditions hydrologiques peu favorables. La combinaison de l’ensemble des facteurs climatiques n’a pas permis de reconstituer des stocks suffisants entre avril et juillet, durant la période de fonte des neiges. Ainsi, le niveau de stock a commencé à décliner dès mi-juillet, atteignant sur le mois d’août des niveaux historiquement bas.

En prévision d’un hiver tendu pour le système électrique, la gestion des stocks de la part des exploitants a été particulièrement responsable au cours de l’été, avec une production limitée pour les centrales de type lac et d’éclusée (voir partie « Prix »). Cette gestion responsable, accompagnée d’une reprise des précipitations en septembre (qui a connu une pluviométrie excédentaire³ par rapport à la normale), a permis de retrouver à partir d’octobre des niveaux moins critiques que ceux des mois précédents, tout en restant relativement bas. À partir de novembre, mois également caractérisé par une pluviométrie excédentaire, la situation s’est nettement améliorée, les stocks se situant au-dessus de la moyenne des cinq dernières années.

¹ Selon le bilan annuel définitif publié par Météo France 2022 : les bilans climatiques | Météo-France (meteofrance.fr)

² Bulletins de situation hydrologique | Eaufrance

³ Bilan climatique provisoire de l'année 2022, météo France

Retrouvez toutes les données ici : Données production hydraulique

Données mises à jour en février 2023

Les moyens de production thermiques ont fortement contribué à l’approvisionnement en électricité de la France sur l’année 2022, en compensation de la baisse historique de production nucléaire et hydraulique.

Au cours de l’année 2022, la production à partir de gaz a été fortement sollicitée, représentant 44,1 TWh (soit 9,9 % de la production totale). Pendant les mois de printemps et d’été, période à laquelle les moyens thermiques sont en général peu sollicités, la production d’électricité à partir de gaz s’est située systématiquement au-dessus des niveaux les plus hauts observés au cours des années précédentes. Sur le début et la fin de l’année, elle est restée à des niveaux relativement hauts mais déjà observés par le passé, cette filière participant au maintien de la sécurité d’approvisionnement sur les périodes hivernales.

Malgré le rehaussement des seuils de fonctionnement autorisés des centrales en prévision de l’hiver 2022-2023 annoncé comme particulièrement tendu d’un point de vue de la sécurité d’approvisionnement, la production d’électricité à partir de charbon est restée en 2022 inférieure à celle de 2021. Elle a représenté 2,9 TWh sur l’année (soit 0,6 % de la production totale). A fortiori, le niveau de production est significativement inférieur aux niveaux observés jusqu’en 2017, avant l’arrêt de l’unité charbon de la centrale de Gardanne (à l’arrêt depuis 2018, fermée en 2021) et la fermeture de la dernière unité charbon de la centrale du Havre intervenue en 2021.

Actuellement, il ne reste plus que deux centrales au charbon encore en activité en France : Cordemais (deux groupes pour une puissance totale installée de 1,2 GW) et Emile-Huchet (un groupe d’une puissance installée de 0,6 GW), située à Saint-Avold. Leur durée de fonctionnement est limitée¹ par le respect d’un plafond d’émissions correspondant environ à l’équivalent de 700 heures de fonctionnement à pleine puissance pour chaque centrale. Début février 2022, suite à l’alerte de RTE concernant la possible fragilisation de la sécurité d’approvisionnement au cours du mois de février, ce plafond a été rehaussé par décret, pour un niveau correspondant à environ 1000 heures de fonctionnement à pleine puissance du 1^er janvier au 28 févier 2022, et à environ 600 heures de fonctionnement sur le reste de l’année 2022. Une nouvelle modification est intervenue en septembre 2022 : le plafond d’émissions est désormais fixé à 3,1 kilotonnes d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée, entre le 1er mars 2022 et le 31 mars 2023, ce qui correspond à environ 3100 heures de fonctionnement sur la période. Même avec le rehaussement des plafonds de fonctionnement pour les deux centrales restantes, les niveaux de production restent faibles, compte tenu de la faible puissance installée résiduelle.

En cohérence avec l’objectif de décarbonation global du secteur énergétique, la fermeture de la centrale Emile-Huchet devait intervenir à la fin du mois de mars 2022. Cette fermeture a finalement été reportée à 2023 afin que la centrale puisse contribuer à la sécurité d’approvisionnement au cours l’hiver 2022-2023. La centrale a recommencé à produire le 29 novembre 2022 après des opérations de maintenance.

¹ Le plafond correspond à 0,7 kt_CO2eq/MW (code de l’énergie, art D. 311-7-2)

La production d’électricité à partir de fioul a représenté 2,2 TWh sur l’année 2022, soit 0,5 % de la production totale. Ce volume n’avait pas été atteint depuis 2017, et correspond à une hausse de 18,4 % par rapport à 2021, particulièrement marquée entre janvier et septembre.

Retrouvez toutes les données ici : Données production thermique fossile

Données mises à jour en février 2023

La puissance du parc éolien terrestre est passée de 18,7 GW au 31 décembre 2021 à 20,6 GW au 31 décembre 2022, soit une augmentation de 1,9 GW en un an (contre une augmentation de 1,7 GW en 2017). Cependant, une accélération du rythme de développement reste nécessaire pour atteindre les objectifs fixés par les pouvoirs publics : il serait nécessaire que le parc éolien terrestre progresse de 3,5 GW en 2023 pour atteindre l’objectif de la PPE de 24,1 GW à fin 2023. La PPE actuelle fixe également un objectif de puissance installée à l’horizon 2028, compris entre 33,2 GW et 34,7 GW. Cela correspondrait à une progression moyenne entre 2,1 GW/an et 2,4 GW/an sur la période 2023-2028, soit une accélération indispensable par rapport aux rythmes historiquement constatés¹.

Sur des horizons plus longs, le parc éolien devra continuer de se développer pour répondre aux enjeux de décarbonation des usages de l’énergie fixés par les pouvoirs publics. À titre d’exemple, les trajectoires analysées dans les Futurs Energétiques 2050 de RTE considèrent plusieurs scénarios de mix électrique à l’horizon 2050, avec des puissances installées pour l’éolien terrestre qui se situent entre 43 GW et 74 GW.

Le volume de projets éoliens en développement ² a légèrement augmenté en 2022 : il atteint 10,6 GW ³ au 31 décembre.

¹ Le développement des parcs éoliens est soumis à un certain nombre de contraintes administratives, règlementaires et territoriales, qui doivent être prises en compte dans le choix de localisation en même temps que le potentiel éolien du site. Par exemple, la présence de couloirs de navigation aérienne interdit aujourd’hui l’installation d’éoliennes sur 50 % du territoire français (d’après FEE, Observatoire de l'éolien 2022 - France Energie Eolienne (fee.asso.fr) ).

² 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. 

³ Données RTE sur le réseau de transport, et données ENEDIS sur le réseau de distribution (Demande de raccordement - Demandes en cours par tranches de puissance et modalités d'injection - Historiques cumulés — Enedis Open Data)

En 2022, les conditions météorologiques n’ont pas été favorables à la production éolienne : le facteur de charge pour l’éolien terrestre s’est établi à 21,6 %¹, contre 23,2 % en 2021 et 26,6 % en 2020.

Malgré un facteur de charge en baisse, le volume de production du parc éolien terrestre sur l’année (37,5 TWh) a été plus élevé que celui de l’année précédente grâce à la progression du parc installé, tout en restant néanmoins inférieur au niveau de production en 2020 (39,6 TWh). Le taux de couverture de la consommation par la production éolienne terrestre s’est élevé à 8,4 % en moyenne sur l’année².

¹ Taux moyen annuel calculé comme la moyenne des facteurs de charge au pas 30 minutes

² Taux moyen annuel calculé comme la moyenne des taux de couverture au pas 30 minutes

L’année 2022 a été caractérisée par la mise en service, le 23 novembre, du premier parc éolien en mer en France, situé au large de Saint-Nazaire. Ce parc se compose de 80 éoliennes posées sur le fond marin et situées entre 12 et 20 km des côtes, pour une puissance installée totale de 480 MW¹. Le parc a produit 647 GWh sur l’année². Sur le mois de décembre, le facteur de charge a atteint 48 % en moyenne, grâce notamment à une production élevée la deuxième partie du mois, période caractérisée également par une forte production de l’éolien terrestre.

La PPE fixe un objectif de 2,4 GW d’éolien en mer en service d’ici fin 2023, et entre 5,2 et 6,2 GW d’ici fin 2028, la mise en service de plusieurs parcs éoliens en mer est déjà prévue pour ces prochaines années (cf. partie Réseau). L’année 2023 devrait voir le mouvement de mise en service se poursuivre et s’amplifier avec la mise en service attendue des parcs de Saint-Brieuc et Fécamp, pour une puissance d’environ 500 MW chacun.

¹ Mise en service complète du premier parc éolien en mer de France | EDF F

² Le parc avait produit de l’électricité déjà avant sa mise en service commerciale.

La capacité totale du parc de production éolien français reste nettement inférieure à celle installée en Allemagne, Espagne ou au Royaume-Uni. De plus, le rythme d’accroissement du parc éolien terrestre français entre 2019 et 2022 est légèrement inférieur aux rythmes allemand ou espagnol (+1,4 GW/an pour le parc français contre +1,6 GW/an et +1,5 GW/an respectivement pour les parcs espagnol et allemand). Le Royaume-Uni a, quant à lui, connu une augmentation de son parc terrestre plus lente sur ces dernières années, mais un rythme d’augmentation élevé pour le parc éolien en mer. La capacité éolienne terrestre installée en Italie reste en revanche plus faible que la capacité installée en France.

Les taux de couverture de la consommation par la production éolienne (terrestre) sont nettement plus élevés en Allemagne et en Espagne qu’en France du fait de la plus grande puissance installée. En revanche, le taux de couverture en Italie est proche du taux français, malgré une puissance installée inférieure, en raison du moindre volume de consommation d’électricité en Italie par rapport à la France.

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 filières. Ce financement, qui varie en fonction des prix sur le marché de l’électricité, est porté par l’Etat. En 2022, ce mécanisme a représenté pour la première fois une recette pour l’Etat, les prix de gros de l’électricité ayant été en moyenne plus élevés que les tarifs garantis. D’après les estimations de la CRE, l’éolien terrestre devrait rapporter 8,9 milliards d’euros en 2022¹, soit 77 % des subventions reçue par la filière via le mécanisme de la CSPE au cours des 20 dernières années². Si dès le début de l’année 2023 la filière devrait avoir reversé plus au budget de l’Etat qu’elle n’a reçu, d’autres subventions lui seront versées en fonction des prix de gros de l’électricité dans les décennies à venir, qu’il n’est pas possible d’évaluer aujourd’hui. Toujours selon la CRE, en 2022 le solaire aura rapporté 724 millions d’euros, soit 3% des subventions passées, alors que l’éolien en mer rapportera pour sa première année 169 millions d’euros.

¹Délibération de la CRE du 3 novembre 2022 relative à la réévaluation des charges de service public de l’énergie pour 2023

²Annexe 7 de la délibération de la CRE - Historique des charges de service public de l’énergie

Retrouvez toutes les données ici : Données production éolien

Données mises à jour en février 2023

La production solaire s’est établie à 18,6 TWh, en augmentation de 30,6 % (+ 4,4 TWh) par rapport à 2021. Les régions Nouvelle-Aquitaine  (+ 0,9 TWh), Occitanie (+ 0,8 TWh) et Auvergne-Rhône-Alpes (+ 0,6 TWh) ont le plus contribué à cette hausse, mais la production solaire a fortement progressé par rapport à l’année précédente dans toutes les régions, excepté la Corse où la progression a été plus mesurée.

La hausse de la production s’explique en premier lieu par l’augmentation du parc solaire installé qui a accéléré en 2021 et en 2022 (cf. partie suivante). Par ailleurs, l’ensoleillement a été meilleur en 2022 qu’en 2021 ce qui a conduit à une amélioration du facteur de charge, qui s’est établi à 14,6 % en 2022 contre 13,9 % en 2021.  Le taux de couverture de la consommation par la production solaire s’est établi en moyenne à 4,2 %¹ au cours de l’année 2022.

¹ Taux moyen annuel calculé comme la moyenne des taux de couverture au pas 30 minutes.

​Le parc solaire a atteint 15,7 GW à fin 2022, soit une augmentation de 19,9 % par rapport à fin 2021 (+ 2,6 GW), une progression en léger recul par rapport à 2021, lorsqu’une puissance de 2,8 GW avait été installée^{1 2}. Un des éléments explicatifs reposerait sur un décalage à 2021 de la mise en service de certains projets initialement prévus en 2020, conséquence de la crise sanitaire. Par ailleurs, la filière a été particulièrement affectée en 2022 par la hausse des coûts des matières premières et des tensions sur l’approvisionnement de certains composants³.

Malgré ce développement significatif du parc, le rythme reste en deçà de celui qui serait nécessaire pour atteindre les objectifs fixés par la PPE pour 2023. En effet, 4,4 GW devraient être mis en service pour atteindre l’objectif de 20,1 GW fin 2023. La fourchette des objectifs de la PPE pour 2028 s’étend quant à elle de 35,1 GW à 44,0 GW, soit un rythme compris entre 3,2 et 4,7 GW/an vu de fin 2022.

Sur des horizons plus longs, le parc solaire devra continuer de se développer pour répondre aux enjeux de décarbonation des usages de l’énergie fixés par les pouvoirs publics. À titre d’exemple, les trajectoires analysées dans les Futurs Energétiques 2050 de RTE considèrent des puissances installées se situant entre 70 GW et 214 GW à l’horizon 2050 selon le scénario retenu.

Le volume de projets solaires en développement a fortement progressé en 2022, atteignant plus de 16,2 GW à fin 2022¹. Le rythme de développement pour cette filière est donc susceptible d’augmenter largement au cours des prochaines années.

¹ Les valeurs ont évolué par rapport à celles indiquées dans le Bilan électrique 2021 du fait du passage à des données définitives.

² À noter que les installations en autoconsommation sans injection ne sont pas comptabilisées dans le parc et la production. Les installations en autoconsommation avec injection sont comptabilisées dans le parc, mais seule la production injectée est prise en compte. Ces types d’installations ont fortement progressé cette année bien qu’elles ne représentent encore qu’une faible part du parc solaire total. Graphique Enedis Open Data

³ Baromètre 2022 des énergies renouvelables électriques en France, Observ’ER

⁴ Données RTE sur le réseau de transport, et données ENEDIS sur le réseau de distribution (Demande de raccordement - Demandes en cours par tranches de puissance et modalités d'injection - Historiques cumulés — Enedis Open Data)

La progression de la capacité photovoltaïque installée sur les deux dernières années a permis au parc français de dépasser en 2022 celui du Royaume-Uni. Il reste cependant nettement inférieur aux parcs allemand, italien ou espagnol. La dynamique d’accroissement du parc français depuis 2019 (+1,8 GW/an) est très inférieure à celle de l’Allemagne (+ 5,3 GW/an) ou de l’Espagne¹ (+3,7 GW/an) mais supérieure à celle de l’Italie (+1,2 GW/an).

D’après les chiffres de la filière², l’année 2022 est une année record pour l’augmentation du parc photovoltaïque au niveau européen, avec 47 % de capacité installée en plus (41,4 GW) par rapport à 2021 (28,1 GW), soit une augmentation totale du parc installé de 25 % en un an (de 167,5 GW à 208,9 GW). En particulier, l’Allemagne a installé 7,2 GW en 2022.

Le taux de couverture de la consommation d’électricité nationale par la filière solaire en France reste inférieur à celui des pays voisins. Cependant, on observe une nette progression en 2022, avec un taux de couverture passant de 3,1 % en 2021 à 4,2 % en 2022, suite à la forte augmentation du parc installé depuis 2021.

¹ Les chiffres pour l’Espagne ne prennent pas en compte les installations en autoconsommation des particuliers et industriels, qui se sont très fortement développées ces dernières années (+2,5 GW en 2022 selon la filière).

² SolarPower Europe - EU Market Outlook 2022

Retrouvez toutes les données ici : Données production solaire

Données mises à jour en février 2023

La production thermique à partir de bioénergies et déchets a continué de progresser cette année (+ 5,7 %) pour s’établir à 10,6 TWh.

Le parc de production thermique renouvelable et à partir de déchets inclut les installations de production d’électricité à partir de biomasse ou biogaz, qui font partie de la production renouvelable, et celles de production d’électricité à partir des déchets, par incinération (dont 50 % est considéré renouvelable¹). 

¹ Arrêté du 8 novembre 2007 pris en application de l'article 2 du décret n° 2006-1118 du 5 septembre 2006 relatif aux garanties d'origine de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou par cogénération. - Légifrance (legifrance.gouv.fr)

Retrouvez toutes les données ici : Données production thermique renouvelable et déchets

Données mises à jour en février 2023