Marchés

Bien que les centrales hydroélectriques de type barrage n’aient pas de coûts de combustible, elles peuvent parfois se retrouver après les centrales thermiques dans l’ordre de préséance économique, en raison de contraintes portant sur la contenance du lac, des apports éventuels et du risque d’épuisement. Le programme de production d’un moyen soumis à des contraintes de stock est géré en fonction de la valeur d’usage du stock, de l’eau dans le cas de l’hydraulique (en CO_²)

• La gestion d’un actif sur la base de la valeur d’usage est usuelle lorsqu’il s’agit de centrales de production dont le stock de combustible est limité. L’objectif est de 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. Elle est mise en œuvre en estimant le coût d’opportunité d’une utilisation reportée de la centrale.
• Cette dernière ne sera donc utilisée à un certain moment que si sa valorisation sur les marchés dépasse ce coût d’opportunité. La valeur dépend de l’instant considéré, du niveau de consommation, du niveau de stock restant ainsi 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. La gestion sur la base des valeurs d’usage s’applique également à d’autres types de production, comme le nucléaire (stock de combustible), ou la production des moyens thermiques en cas de stock d’émissions à ne pas dépasser.

Le graphique ci-dessous illustre, de façon simplifiée, la détermination de la valeur d’usage d’un stock hydraulique dont la durée d’utilisation est limitée à 4 380 heures. Dans le cas théorique où les coûts marginaux de la production de l’énergie étaient connus de manière déterministe sur l’année, cette centrale serait valorisée au cours des 4 380 heures de l’année où les coûts seraient les plus élevés.

La longueur totale des lignes souterraines du réseau de transport en exploitation continue de croître avec 6 823 km pendant que la longueur des lignes aériennes poursuit sa diminution en atteignant 99 147 km, dont 33 km de lignes aériennes mises en souterrain, conformément au contrat de service public avec l’État signé en mai 2017.

Avec 105 970 km de lignes en exploitation, RTE est le plus vaste réseau européen. En tant qu’opérateur du système électrique, RTE veille à offrir à ses clients l’accès à une électricité économique, sûre et propre, aujourd’hui et demain. Cela passe notamment par des investissements dans la durée pour bâtir le réseau de transport d’électricité au service de l’économie et de l’énergie de demain.

Comme les années passées, la longueur du réseau RTE évolue en 2021 pour les raisons suivantes :

• création de nouvelles lignes aériennes ou souterraines ;
• renouvellement de lignes (remplacement des conducteurs) ;
• passage en souterrain de lignes aériennes ;
• suppression de lignes.

D’une part, la reprise économique mondiale intervenue au second semestre 2021 a augmenté la demande d’énergie sans être accompagnée d’une augmentation similaire de l’offre, occasionnant des tensions sur l’approvisionnement partout dans le monde. Ce retard s’explique par le temps nécessaire à la remise en place des chaînes d’approvisionnement et de logistique.

D’autre part, la situation a été rendue plus sensible par des stocks (gaziers, hydrauliques) faibles à l’issue de l’hiver 2020-2021 (qui a été long et froid) et par des facteurs géopolitiques (décalage de mise en service du gazoduc Nordstream 2, importations de gaz russe qui ont atteint en décembre 2021 des niveaux particulièrement réduits, concurrence mondiale pour l’accès aux ressources de gaz naturel liquéfié, etc.). De ce fait, le niveau des stocks de gaz fin 2021 était particulièrement bas pour la saison en Europe.

Cette situation a conduit à une forte augmentation du prix du gaz, entrainant avec lui celui du charbon et du CO_² sur le marché des quotas européens. Ces différents facteurs entraînent à leur tour une forte augmentation du prix de l’électricité sur les marchés (spot ou à terme).

Enfin, le recours aux centrales thermiques s’est avéré particulièrement important en fin d’année du fait d’une production plus faible des énergies bas-carbone, en Europe (concernant l’éolien) et en France (principalement en raison de la moindre disponibilité du parc nucléaire).

Le parc nucléaire représente 44 % de la capacité totale du parc français. Sa capacité installée est de 61,4 GW, stable depuis la fermeture de deux réacteurs de la centrale de Fessenheim courant 2020.
La production nucléaire représente 69% de la production totale française et est en hausse de 8 % (+25,3 TWh) sur l’année, après un niveau historiquement bas en 2020. La disponibilité des réacteurs a été diminuée par la crise sanitaire qui a engendré des perturbations profondes sur le calendrier des travaux de maintenance. Après une bonne disponibilité au premier semestre, la disponibilité des réacteurs s’est dégradée sur les derniers mois de l’année. La production nucléaire demeure en recul de 5 % par rapport à 2019.

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