BE 2024 - Production

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Toutes filières confondues, le volume de production d’électricité en France a progressé pour la deuxième année consécutive en 2024 (+9 % par rapport au niveau de 2023), dans les mêmes proportions qu’en 2023, où la production avait augmenté de 10,8 % par rapport à 2022. Le niveau de production d’électricité a ainsi atteint 539 TWh en 2024, dépassant pour la première fois son niveau d’avant les crises sanitaire et énergétique (537,5 TWh en moyenne sur la période 2014-2019). La hausse de la production d’électricité en 2024 s’explique essentiellement par l’augmentation des productions nucléaire (+41,3 TWh) et hydraulique (+16,2 TWh) et, dans une moindre mesure, de celle de la production solaire (+2,3 TWh). Dans le même temps, la production d’électricité à partir de ressources fossiles a significativement baissé en 2024 (-11,6 TWh par rapport à son niveau de 2023) pour atteindre son minimum depuis 1952. Le volume de production décarbonée n’a jamais été aussi élevé, grâce au redressement du nucléaire, à une année pluvieuse qui a favorisé la production hydraulique, et au développement de la production éolienne et solaire au cours des dix dernières années. Ainsi, la part de production décarbonée a atteint en 2024 un niveau historique (95 %).

Après avoir atteint en 2022 son plus bas niveau depuis 1988, la production nucléaire a commencé à se redresser en 2023 et a complété son redressement en 2024 (atteignant 361,7 TWh), avec la fin des arrêts pour maintenance et contrôles liés au phénomène de corrosion sous contrainte. L’année 2024 a par ailleurs été caractérisée par un record de production renouvelable, s’établissant à un niveau de 150 TWh, soit près de 28 % de la production totale française. Ce record résulte de la combinaison du niveau inédit de la production hydraulique renouvelable¹ (69,8 TWh) et de la croissance des volumes de production éolienne et solaire au fil des années (71,6 TWh en 2024 contre 45,8 TWh en 2019). 

Le parc de production d’électricité a continué de se développer en 2024, atteignant 155,5 GW de capacités installées à fin décembre, soit une augmentation de 6,7 GW par rapport au parc installé en fin d’année 2023, portée par les capacités solaires et dans une moindre mesure éoliennes. Le parc de production d’électricité français n’a pas connu pareille évolution depuis le développement du parc nucléaire au début des années 1980. Cette valeur ne prend pas en compte le nouveau réacteur nucléaire de la centrale de Flamanville (d’une puissance de 1,6 GW). En effet, le réacteur a été couplé au réseau le 21 décembre 2024, mais sa mise en service commerciale est prévue courant 2025, ce qui portera le parc nucléaire à 63,0 GW (voir le focus dans la partie dédiée au nucléaire), proche du niveau qu’il avait avant la fermeture des deux réacteurs de la centrale de Fessenheim (63,1 GW).

Près de trois-quarts des nouvelles capacités de production installées en 2024 sont des installations solaires photovoltaïques, qui ont connu un développement record (+ 5,0 GW) pour la deuxième année consécutive, accélérant encore le rythme par rapport à 2023 (+3,3 GW). La puissance des capacités installées photovoltaïques en France (24,3 GW) surpasse désormais celle des installations éoliennes terrestres dont le rythme de croissance a ralenti pour la seconde année consécutive. La puissance de production éolienne terrestre nouvellement installée en 2024 (1,1 GW) est la plus faible depuis 2020. En mer, les parcs éoliens de Fécamp et de Saint-Brieuc ont été complétés et sont en pleine exploitation depuis mai 2024 : ils portent à 1,5 GW les capacités éoliennes en mer du parc électrique français.

Les capacités de production thermique et hydraulique du parc français n’ont pas évolué en 2024.

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La production d’électricité nucléaire s’est établie en 2024 à 361,7 TWh soit une hausse de près de 13 % par rapport à la production nucléaire de 2023 (320,4 TWh), poursuivant la nette progression du volume de production déjà entamée en 2023 (+15 % par rapport à 2022). Pour rappel, l’année 2022 avait été caractérisée par la grave crise de la production de la filière après l’identification dans de nombreux réacteurs de défauts liés au phénomène de corrosion sous contrainte (CSC). Le niveau de production de 2024 a dépassé celui atteint en 2021 (360,7 TWh) et devient ainsi le plus élevé depuis la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim en 2020. En 2024, la filière nucléaire a représenté 65 % du mix de production français. 

Le taux de disponibilité du parc nucléaire³, déduit des déclarations du producteur sur la plateforme transparence de l’ENTSO-E, c’est-à-dire le rapport entre la capacité disponible pour produire et la capacité installée du parc a été de 71,5 % en 2024.  La capacité disponible pour produire est celle qui reste après avoir pris en compte les réacteurs arrêtés et ceux pour lesquels la puissance de production est limitée, sur la base des déclarations de l’exploitant. Le niveau de disponibilité de 2024 représente une nette progression par rapport aux années 2023 (62,9 %) et 2022 (54,1 %, minimum historique) et est légèrement supérieur à celui de 2021 (69,7 %), se rapprochant de la moyenne des années 2015-2019 (73,6 %). 

L’augmentation de la disponibilité explique en grande partie le rétablissement du volume de production observé en 2024 par rapport aux deux années précédentes. Cependant, par rapport à un historique plus lointain (avant 2015) le taux de disponibilité de 2024 reste en retrait. Notamment à la fin des années 2000 et au début des années 2010, le taux de disponibilité moyen du parc était nettement plus élevé. En effet, le programme industriel de « Grand carénage », dont l’objectif est la prolongation de la durée de fonctionnement des installations et le renforcement de leur sûreté, n’avait pas encore commencé et le parc en fonctionnement était plus récent. 

L’année 2024 a vu un volume de travaux de réparation en lien avec le phénomène de corrosion sous contrainte du parc nucléaire bien moindre que ceux des années 2022 et 2023 : le volume total d’indisponibilités en 2024 liées à ces travaux est d’environ 2 TWh, contre plusieurs dizaines de TWh au cours des deux années précédentes. Cependant, le nombre de contrôles (ne générant pas d’indisponibilités) des soudures déterminées comme à risque est resté très important. Ces contrôles ont été réalisés à l’aide d’examens non destructifs développés par EDF spécifiquement pour traiter les suspicions de corrosion sous contrainte et ont eu lieu pendant des maintenances prévues, aucun arrêt dédié n’a donc été nécessaire. 

En 2024, les seuls travaux de réparation en lien avec la corrosion sous contrainte prévus et réalisés ont été le remplacement préventif des lignes sensibles du réacteur de Cattenom 4 lors de sa troisième visite décennale en début d’année et de celle de Nogent 2 lors d’une visite partielle à l’automne. Ces réparations ont à priori pu être faites en parallèle des autres travaux de maintenance, n’entraînant pas de pertes de production¹¹.

Concernant les travaux de réparation non prévus, dès la fin 2023 l’exploitant mettait en avant une liste de 13 réacteurs dont les contrôles des soudures pourraient mener à des remplacements de tuyauteries et à un mois d’arrêt supplémentaire, avec une probabilité de se produire d’une chance sur trois (d’après retour d’expérience). Dans ce cadre, à la suite de l’identification de défauts lors des contrôles des soudures, le remplacement de tronçons de tuyauteries des réacteurs Blayais 4 et Paluel 2 ont eu lieu, avec environ un mois d’arrêt supplémentaire pour chacun de ces renouvellements. Ce sont finalement les seuls réacteurs parmi les 13 initialement repérés qui ont nécessité un prolongement des opérations de maintenance, donnant lieu aux 2 TWh d’indisponibilité évoqués plus haut.

Comme signalé par EDF, le contrôle des soudures à risque devrait se poursuivre jusqu’à fin 2025 lors d’arrêts programmés, puis leur surveillance devrait être intégrée dans le programme de maintenance à long terme des réacteurs. Pour l’année 2025, comme en 2024, EDF communique une liste de 23 réacteurs dont les soudures seront contrôlées lors de maintenances prévues, avec une chance sur six de voir l’arrêt prolongé d’un mois.

Le niveau de production des centrales hydroélectriques s’est établi à 75,1 TWh en 2024¹, soit une hausse de 28 % par rapport aux 58,9 TWh produits en 2023. Il s’agit du niveau le plus élevé depuis 2013 (75,5 TWh), atteint grâce à des précipitations abondantes, l’année 2024 ayant été l’une des dix années les plus pluvieuses depuis 1959². La hausse a été plus importante pour les productions de centrales de type lac et éclusée (+33 % et +36 % respectivement) que pour celles au fil de l’eau (+23 %). Ce niveau est à comparer à celui de 2022 (49,6 TWh), année marquée par un fort déficit de précipitations, qui avait été caractérisée par la plus faible production depuis 1976. 

L’hydraulique a représenté 13,9 % de la production totale d’électricité en France en 2024, restant la deuxième filière de production électrique après le nucléaire, et la première parmi les filières renouvelables. Cette production exceptionnelle a permis à la filière hydraulique de dépasser les volumes de production combinés des filières solaires et éoliennes (71,6 TWh) pour la première fois depuis 2021. Le parc installé éolien et photovoltaïque continuant de se développer, il est peu probable que cela se reproduise dans les années à venir. 

Le stock hydraulique est resté à des niveaux élevés par rapport à l’historique tout au long de l’année 2024, en lien avec des précipitations très importantes dans les Alpes et dans les Pyrénées¹. Entre juin et octobre il a même atteint des valeurs record, jamais vues au cours des dix dernières années.

La production éolienne terrestre française s’est établie à 42,8 TWh au cours de l’année 2024, une diminution de 12,6 % par rapport à son niveau de l’année 2023 (-6,1 TWh). Ce recul reflète notamment un déficit de vent en 2024 par rapport à l’année précédente¹. Les tempêtes de fin d’année 2024 ont toutefois permis d’atteindre ponctuellement un nouveau record de production de la filière (près de 18 GW), qui a été atteint le 24 novembre 2024.

Le facteur de charge annuel moyen de la filière éolienne terrestre française a atteint 21,8 %, égalant son minimum historique de 2017. Ce faible facteur de charge résulte en premier lieu des conditions de vent défavorables sur l’année écoulée : la vitesse moyenne du vent sur le territoire français métropolitain a été inférieure sur l’année 2024 à sa valeur moyenne sur la dernière décennie. Ce déficit de vent a par ailleurs été particulièrement marqué dans les régions françaises du Nord et de l’Ouest qui concentrent l’essentiel des capacités éoliennes terrestres installées à la fin de l’année 2024 (cf. Figure 13).

Outre les conditions météorologiques défavorables en 2024, la production éolienne a été affectée à la baisse, même si dans une moindre mesure, par les épisodes de prix négatifs, significativement plus nombreux cette année que les années précédentes (voir chapitre Prix). En effet, lors de l’occurrence d’épisodes de prix négatifs, les installations bénéficiant d’un complément de rémunération, ainsi que celles qui ne bénéficient pas de soutien, sont économiquement incitées à arrêter leur production. En 2024, les installations éoliennes terrestres susceptibles de s’arrêter lors d’un épisode de prix négatifs représentaient de l’ordre de 60 % de la capacité éolienne terrestre installée². Le renoncement à la production éolienne terrestre pendant les épisodes de prix négatif s’est élevé à 0,9 TWh au total au cours de l’année 2024³, soit environ 2 % de la production. Il s’agit d’un volume environ 2,5 fois supérieur à celui de l’année 2023. Par ailleurs, au cours de l’année 2024, il est arrivé que RTE ordonne la baisse de production d’installations éoliennes, lors d’épisodes de forte abondance de production, pour garantir l’équilibre du système électrique en temps réel, conformément aux dispositions actuelles du Code de l’énergie (voir partie 7). Ces écrêtements ont représenté environ 0,01 TWh de production éolienne terrestre sur l’année. Au global, les écrêtements de production éolienne terrestre ont été responsables d’une baisse de l’ordre de 0,5 point du facteur de charge de la filière.

En moyenne sur l’année, la production issue de la filière éolienne terrestre a couvert environ 9,6 % de la consommation nationale. Au cours de la période 2014-2024, ce taux de couverture a progressé régulièrement, de l’ordre de 0,7 point de pourcentage par an. Cependant, le taux de couverture de la consommation par la production éolienne en 2024 est en baisse par rapport à son niveau de 2023 (11,3 %), en conséquence du recul de la production éolienne terrestre et de la légère augmentation de la consommation par rapport à l’année précédente (la consommation non corrigée des effets météorologiques a progressé de 0,9 % en 2024 par rapport à son niveau de 2023).

Au 31 décembre 2024, le parc de production éolien terrestre en France atteignait une capacité de 22,9 GW. Au cours de l’année 2024, il a progressé de 1,1 GW, le développement le plus faible depuis 2020. Ainsi, en 2024, le rythme de développement du parc éolien terrestre ralentit pour la deuxième année consécutive, après un premier ralentissement en 2023. 

La puissance du parc éolien terrestre installée en 2024 reste donc en deçà de la cible de 24,1 GW de capacités installées qui avait été fixée pour 2023 par la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de 2020⁴. Avec le rythme de développement moyen du parc éolien terrestre constaté au cours des cinq dernières années, les objectifs de développement du parc éolien terrestre fixés par la PPE à horizon 2023 pourraient être atteints en fin d’année 2025.

Le ralentissement du développement du parc éolien terrestre au cours des deux dernières années coïncide avec une dégradation du contexte économique concernant cette filière. Ainsi, entre 2021 et 2023, les coûts d’investissement et d’exploitation déclarés par les lauréats des appels d’offres organisés pour l’éolien terrestre par la CRE ont augmenté de l’ordre de 15 %, plus vite que l’inflation (10 % sur la période considérée). À l’augmentation de ces coûts s’est ajouté le doublement des taux d’intérêt moyen pour le financement de ces projets⁵. Sur la base des éléments de coûts déclarés par les acteurs, le coût complet estimé⁶ de production des installations éoliennes terrestres a augmenté d’environ 34 % (en euros courants)⁷ entre les projets lauréats des appels d’offres CRE de 2021 et ceux des appels d’offres de 2023⁸. Ce même contexte économique a également dû peser sur les projets éoliens se développant hors des appels d’offres organisés par la CRE.

Dans le contexte fortement inflationniste de la période 2021-2022, les dispositifs de soutien à la filière ont perdu une partie de leur attractivité (voir focus). Fin 2022, ces dispositifs ont connu des adaptations significatives, et les résultats des appels d’offres depuis mai 2023 laissent présager que le ralentissement du développement du parc éolien terrestre en France constaté en 2023 et 2024 ne pourrait être que temporaire.

En plus du contexte économique, le contexte règlementaire et sociétal peut dans certains cas peser sur le développement des projets. Avant la promulgation de la loi relative à l'accélération de la production des énergies renouvelables en 2023 (dite loi APER), 75 % des autorisations délivrées pour des projets éoliens terrestres faisaient l’objet d’un recours⁹.

En mai 2024, les parcs éoliens en mer de Saint Brieuc et Fécamp (près de 500 MW chacun) ont été mis en service. Ces deux parcs étaient déjà partiellement opérationnels en 2023, à la hauteur de 360 MW au total. Avec celui de Saint-Nazaire (480 MW), mis en service en 2022, la capacité installée du parc éolien en mer français s’élève à 1,5 GW à fin 2024, en augmentation de 0,63 GW par rapport à son niveau de 2023. Les trois parcs en service font partie des lauréats du premier appel d’offres concernant l’éolien en mer, lancé en 2011, avec le parc de Courseulles-sur-Mer (actuellement en travaux). 

La production éolienne en mer s’est établie en 2024 à 4 TWh, soit plus du double de son niveau de 2023. Le facteur de charge du parc de Saint-Nazaire, seul parc de la filière éolienne en mer ayant été exploité à sa puissance définitive sur l’ensemble de l’année 2024, s’est établi autour de 31,6 %. Le facteur de charge de ce parc est en recul par rapport à sa valeur de l’année précédente (33,3 %), du fait de conditions de vent moins favorables en 2024 qu’en 2023 et d’une augmentation conjoncturelle des indisponibilités du parc sur l’année 2024.

La capacité installée reste inférieure à l’objectif de 2,4 GW fixé par la PPE 2019-2028 à l’horizon 2023. Cependant, cet objectif devrait être atteint en 2025 après la mise en service des parcs éoliens de Courseulles-sur-Mer (450 MW), dernier projet retenu dans le cadre du premier appel d’offres à devoir être mis en service, et des iles d'Yeu et de Noirmoutier (488 MW).

Ces premiers parcs éoliens en mer sont constitués d’éoliennes posées sur le fonds marin. Cette technologie est limitée aux sites positionnés sur des fonds marins dont la profondeur permet la mise en œuvre de fondations sous-marines¹. Selon les caractéristiques des façades maritimes, le développement des capacités éoliennes en mer prévues nécessitera également le déploiement de parcs éoliens flottants. 

La mise en service du premier parc pilote éolien flottant en France est en cours de finalisation au large de Faraman et de Port-Saint-Louis-du-Rhône. Il s’agit d’un petit parc d’une capacité de 25 MW, lauréat d’un appel à projets de l’ADEME lancé en 2015 et visant à accompagner le développement de la filière en France. Le premier parc éolien flottant commercial (Bretagne Sud), d’une capacité de 250 MW, devrait être mis en service à l’horizon 2031.

Les capacités éoliennes en mer se développent en France depuis 2011 dans le cadre de procédures de mise en concurrence. L’année 2024 a notamment vu la désignation des lauréats des appels d’offres concernant les projets d’installations éoliennes flottantes au sud de la Bretagne (AO5) et en méditerranée (AO6) et par l’initiation d’un neuvième appel d’offres. Au total, l’ensemble des procédures de mise en concurrence déjà engagées ou closes représentent environ 10 GW de capacités éoliennes en mer (attribuées ou en cours d’attribution). La mise en service de ces capacités devrait s’échelonner d’ici à 2035. 

Par ailleurs, la Commission nationale du débat public (CNDP) a organisé du 20 novembre 2023 au 26 avril 2024 le débat public « la mer en débat » sur la planification de l’espace maritime. Ce débat portait conjointement sur la planification du développement de l’éolien en mer et sur la mise à jour des documents stratégiques de façade (DSF) pour chacune des façades maritimes. À la suite de ce débat et de concertations territoriales à l’échelle des façades maritimes, l’État a identifié des zones prioritaires pour le développement de l’éolien en mer, à l’horizon de la prochaine décennie et à l’horizon 2050². Au sein de ces zones prioritaires, le développement des capacités éoliennes en mer doit faire l’objet d’un dixième appel d’offres qui devrait être lancé en 2025 pour l’attribution de 9,2 GW de nouvelles capacités. Des appels d’offres ultérieurs visant à la mise en service de 6,3 GW supplémentaires à l’horizon 2040 sont également prévus.

En cohérence avec ces objectifs et ceux du pacte éolien en mer signé en 2022 entre l’Etat et la filière, le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie soumis à concertation en novembre 2024 a modifié les ambitions de développement du parc éolien en mer français par rapport à la précédente programmation. L’ambition affichée dans le projet de document est d’atteindre 18 GW de capacité éolienne en mer en service en 2035, 26 GW en 2040 puis 45 GW en 2050.

La production d’électricité solaire a atteint en 2024 un record historique (comme chaque année depuis 2006), avec 24,8 TWh produits. Il s’agit d’une hausse de 2,3 TWh (+10 %) par rapport au niveau de production de 2023, portée par le développement du parc, alors que l’année écoulée a été la moins ensoleillée que la France ait connue depuis près de trente ans¹. Pour la première fois en 2024, la production annuelle d’électricité photovoltaïque a dépassé la production thermique fossile.

La production photovoltaïque a permis de couvrir 5,7 % de la consommation électrique française en 2024. Ce taux de couverture a augmenté au cours des dernières années dans la mesure où la production photovoltaïque a progressé alors que la consommation électrique française a connu une certaine stabilité depuis 2014, voire des baisses ponctuelles au cours de la période 2020-2023. Depuis 2021, année où le développement du parc photovoltaïque s’est significativement accéléré, le taux de couverture de la consommation par la production photovoltaïque progresse de l’ordre de 0,8 point par an.

Le niveau record de production photovoltaïque sur l’année 2024 a été atteint malgré un facteur de charge historiquement bas :  13 % en moyenne, en retrait par rapport à son niveau de l’année 2023 (14,5 %) et par rapport à la valeur moyenne sur la période 2014-2023 (14,5 %). Ce faible facteur de charge s’explique majoritairement par les mauvaises conditions d’ensoleillement en 2024, et dans une moindre mesure par les écrêtements de production lors des épisodes de prix spot négatifs.  En effet, une partie du parc est économiquement incitée à baisser sa production durant ces épisodes, ce qui s’est produit en 2024 à la hauteur d’environ 0,8 TWh de production perdue (selon l’estimation de RTE). À noter que près de deux tiers de la production photovoltaïque restent soutenus par des contrats d’obligations d’achat, qui ne prévoient pas d’incitations financières pour réduire la production en cas de prix négatif².

[1] CRE, Analyse de la CRE sur le phénomène de prix de l’électricité négatifs et recommandations relatives aux dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, Novembre 2024.

A la fin de l’année 2024, la puissance solaire photovoltaïque installée a atteint 24,3 GW, représentant près de 16 % des capacités de production électrique installées sur le territoire national.

La filière photovoltaïque est celle dont les capacités ont connu le plus fort développement en France en 2024, avec une progression de 5 GW au cours de l’année. Il s’agit d’un record pour le parc photovoltaïque français, après le précédent record de 2023 (3,3 GW). Elle conforte la nouvelle dynamique de développement de la filière amorcée en 2021, année depuis laquelle les capacités photovoltaïques se développent à un rythme moyen de près de 3,4 GW/an.

En comparaison de la filière éolienne terrestre, le développement du parc photovoltaïque semble avoir mieux résisté au contexte inflationniste et à la hausse des taux d’intérêt d’emprunt. La dynamique des coûts actuels montre une amélioration de la compétitivité économique de ces installations. 

Enfin, les différences de dynamiques de développement entre les filières photovoltaïque et éolienne terrestre sont cohérentes avec les objectifs de planification énergétique. A ce titre, sur la période 2021-2023, les volumes appelés dans le cadre des appels d’offres mis en œuvre par la CRE ont été plus importants pour la filière photovoltaïque (7,5 GW cumulés sur la période) que pour la filière éolienne terrestre (5,3 GW cumulés). 

Si la concertation engagée en novembre 2024 confirme les objectifs de la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie, le rythme de développement du parc photovoltaïque devra encore s’accélérer par rapport à son record atteint sur l’année 2024. Le document soumis à la concertation propose un scénario central prévoyant 54 à 60 GW de capacités photovoltaïques à l’horizon 2030.

Avec le développement des capacités de production éoliennes et solaires, la France et les autres pays européens ont vu apparaître de plus en plus d’épisodes de grande abondance de production décarbonée à coûts faibles ou nuls, en particulier pendant l’après-midi, au printemps et à l’été. Pendant ces périodes, le fonctionnement normal du marché incite les producteurs à arrêter -ou, à défaut, à diminuer au maximum - leur production, lorsque le prix d’équilibre de marché ne permet pas de couvrir les coûts variables de production (cf. partie « Prix négatifs » du chapitre Prix). Les différentes filières de production sont concernées, que ce soit le parc thermique fossile, les capacités hydrauliques pilotables, les centrales nucléaires et une partie significative des capacités éoliennes et photovoltaïques, en particulier les grands parcs terrestres les plus récents. En effet, les installations qui bénéficient d’un contrat de complément de rémunération, et celles valorisant leur production sans dispositif de soutien, sont soumises à une incitation économique à écrêter leur production en cas de prix négatifs. En fin d’année 2024, ces capacités représentaient de l’ordre de 60 % du parc éolien terrestre et 30 % du parc photovoltaïque, pour près de 20,5 GW cumulés. Ce type de fonctionnement concourt à une utilisation optimale du parc de production pour la collectivité : les installations proposent leur production à un prix proche de zéro, et arrêtent de fonctionner lorsque la demande est trop faible pour que ces volumes soient retenus. 

Au cours de l’année 2024, l’écrêtement de production éolienne et photovoltaïque française lors d’épisodes de prix spot négatifs en France a représenté environ 1,7 TWh (soit 2,4 % de la production éolienne et solaire cumulée sur l’année 2024)¹, dont environ 0,9 TWh de production éolienne écrêtée et environ 0,8 TWh de production solaire.

Dans un système électrique qui voit la part des énergies renouvelables croître, les occurrences de prix négatifs sont amenées à augmenter, avec des enjeux pour le bon fonctionnement du système électrique (besoin d’inciter tous les producteurs à la modulation, développement des flexibilités de la consommation et de stockage… cf. chapitre Prix). Notamment, aujourd’hui les producteurs renouvelables bénéficiant de contrats d’obligation d’achat ne sont pas incités à réduire ou arrêter la production en cas de prix négatifs, puisque leurs revenus sont insensibles aux conditions de marchés. À la fin d’année 2024, les capacités bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat constituaient 100 % des capacités éoliennes en mer, 40 % des capacités éoliennes terrestre et près de 70 % des capacités photovoltaïques, pour un total de près de 28 GW.

A long terme, dans une stratégie de décarbonation de l’économie française et de sortie des énergies fossiles, le développement des énergies solaire et éolienne reste un moyen essentiel pour accompagner l’électrification des usages, le développement de nouveaux usages comme les data centers ou les électrolyseurs et la réindustrialisation du pays. En parallèle, il est nécessaire de développer les moyens pour piloter une bonne intégration des renouvelables dans le système, en premier lieu en renforçant les flexibilités de la demande (en France et en Europe), et en faisant évoluer les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables pour les inciter à ajuster la production en fonction des prix de marché (comme c’est déjà le cas pour le complément de rémunération).

Pour assurer la sûreté de fonctionnement du système électrique, RTE est habilité à modifier la programmation du fonctionnement des installations de production à l’approche du temps réel, lorsque le fonctionnement normal du marché n’a pas permis d’atteindre un équilibre. 

Conformément au code de l’énergie, les ajustements sont réalisés dans l’ordre de préséance économique. En particulier, lorsque l’offre excède la demande électrique, ces ajustements sont prioritairement réalisés sur les programmes d’appel des groupes de production dont les coûts variables sont les plus élevés (ce qui permet d’éviter un coût de production). Les capacités éoliennes et photovoltaïques, dont les coûts variables sont proches de zéro, sont ainsi parmi les derniers moyens appelés pour réaliser de tels ajustements, mais elles font bien partie des leviers mobilisables. Au cours de l’année 2024, RTE a réalisé 18 GWh² d’ajustement à la baisse de la production éolienne et, dans une moindre mesure, solaire. Même si ces volumes restent limités par rapport au volume total des ajustements à la baisse activés pour maintenir l’équilibre offre-demande, il s’agit d’une nette augmentation par rapport aux années précédentes. Avant 2024 en effet, aucun ajustement n’avait été réalisé sur des programmes de production photovoltaïque et les ajustements à la baisse de la production éolienne avaient toujours représenté moins de 2 GWh annuels..

À titre d’exemple, le 11 septembre 2024 à 5h, RTE a ordonné une modulation à la baisse de dix-sept parcs renouvelables (éoliens en mer et éoliens terrestres, pour une puissance totale d’environ 1,3 GW) afin de répondre à un besoin ponctuel d’équilibrage entre l’offre et la demande électrique.

L’aboutissement des travaux engagés pour faire évoluer les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables en incitant à ajuster la production en fonction des prix de marché serait, dans tous les cas, bénéfique et éviterait de devoir procéder à des ajustements à proximité du temps réel sur le mécanisme d’ajustement. Par ailleurs, une plus grande participation des moyens de production renouvelables au mécanisme d’ajustement offrirait la possibilité d’ajuster à la hausse ces mêmes moyens lors des épisodes de prix négatifs (quand une partie de la production renouvelable s’arrête de produire mais il peut tout de même être nécessaire pour RTE de solliciter des hausses de production à l’approche du temps réel) et permettrait ainsi d’éviter d’avoir recours à une production d’origine thermique fossile pour répondre à ce besoin.

La filière thermique renouvelable et déchets regroupe les productions à partir de biomasse (bois, déchet végétaux agricoles notamment), de biogaz (obtenu à partir de fermentation de déchets organiques) et la combustion de déchets. En 2024, la production de la filière s’est établie à 10,5 TWh. Plus des trois quarts de cette production est d’origine renouvelable au sens de la réglementation en vigueur[1]. Les capacités installées de cette filière s’élèvent à 2,3 GW au 31 décembre 2024.

Après un développement important durant deux décennies (avec une croissance moyenne de l’ordre de 7 % par an entre 2002 et 2022), la production de cette filière s’est stabilisée depuis 2022, ce qui reflète en partie la stabilisation de la capacité installée, dont le niveau a peu varié depuis 2021. 

Cette dynamique est cohérente avec les ambitions proposées dans le cadre du projet de loi de programmation pluriannuel de l’énergie soumis à consultation en fin d’année 2024. Ce projet prévoit d’orienter le développement des capacités de production de biogaz vers l’injection directe dans les réseaux de gaz, limitant leur utilisation à des fins de production électrique (en cogénération) à des cas très spécifiques (notamment dans les situations d’exploitations agricoles éloignées des sites de raccordement électrique).

La production agrégée des filières thermiques fossiles a nettement diminué en 2024 (20,0 TWh) par rapport à l’année 2023 (31,6 TWh). Ce volume représente un minimum qui n’avait pas été atteint depuis 1952 (18,3 TWh). La baisse, largement portée par le gaz, s’explique par l’abondance de production décarbonée (augmentation des volumes des filières nucléaire et renouvelables) alors que la consommation se maintient à un niveau relativement bas, malgré sa légère reprise, par rapport aux années précédant la crise sanitaire. La production de l’année 2024 dénote aussi d’une rupture nette par rapport à celle de 2022 (49,2 TWh), qui avait vu un recours important aux centrales à gaz pour compenser au moins partiellement l’indisponibilité des centrales nucléaires, et poursuit la tendance démarrée en 2023 dans ce sens.

Par rapport à l’historique, la production fossile de 2024 pourrait dépeindre une nouvelle évolution structurelle de la production électrique d’origine fossile. Passant de 121 TWh à la fin des années 80 à 46 TWh à la fin des années 1990 avec le développement du parc nucléaire, elle suit une trajectoire similaire de baisse avec le développement du parc renouvelable¹, se comprimant de 55 TWh en moyenne à la fin des années 2000 à 20 TWh en 2024². À court terme, la part de production fossile dans le mix électrique dépendra de la trajectoire de consommation et de celle de production décarbonée. Elle pourrait être amenée à rester faible (voire à diminuer) tant que la production décarbonée augmentera plus vite que la consommation. La production décarbonée est bien amenée à croitre dans un futur proche : en 2025 l’EPR de Flamanville devrait être mis complètement en service³ et le volume de production renouvelable continuera de croître avec le développement du parc installé, cette combinaison limitant les besoins de recours à la production à partir de combustibles fossiles⁴ toutes choses égales par ailleurs.

En 2024, le niveau de production de la filière gaz s’est établi à 17,4 TWh, contre 29,2 TWh en 2023 (-40 %), alors même que les prix du gaz ont baissé par rapport à l’année précédente (cf. chapitre Prix). C’est un minimum qui n’avait pas été atteint depuis l’année 2014 (14,1 TWh). Dans les deux cas, la réduction de la sollicitation des unités de production à gaz a été rendue possible par l’abondance de production décarbonée : 361,7 TWh de production nucléaire, 75,1 TWh de production hydraulique et 71,6 TWh de production éolienne et solaire combinées en 2024, contre 415,8 TWh de production nucléaire, 67,4 TWh de production hydraulique et 22,9 TWh de production éolienne et solaire en 2014. La production à partir de gaz a été faible tout au long de l’année, elle a été inférieure à la moyenne de 2014-2019 tous les mois, et particulièrement faible au cours de la période allant d’avril à octobre. 

Près de la moitié (45 %) du volume produit par la filière au cours de l’année 2024 provient des centrales de cogénération. La particularité de ces centrales est de valoriser non seulement l’électricité, mais aussi la chaleur qui est engendrée pour sa production mais qui n’est pas transformée en électricité. Cette chaleur peut être utilisée notamment dans des processus industriels ou des réseaux de chaleur, permettant des co-bénéfices économiques et climatiques⁵, alors qu’elle n’est pas récupérée dans les autres unités de production thermiques (par exemple, même si des centrales CCG très performantes peuvent atteindre des rendements dépassant les 60 %, la chaleur qui n’est pas transformée en électricité est perdue). Une partie des centrales de cogénération (1,7 GW) bénéficie encore pendant l’hiver d’un tarif historique de rachat garanti lors de l’injection sur le réseau, et qui tend à disparaitre⁶. Ce volume de production annuel au tarif de rachat garanti peut être vu comme relativement incompressible et explique en partie le talon de production fossile qui peut subsister même lors de périodes de production décarbonée élevée.

Les volumes d’électricité produits à partir de charbon ont continué à décroitre pour s’établir à 0,7 TWh en 2024, alors qu’un minimum historique avait déjà été atteint en 2023 (0,8 TWh). En France métropolitaine, du point de vue des volumes de production, la fin de l’électricité générée à partir de la combustion de charbon reste quasi-effective. La part dans le mix électrique français de la filière est de 0,13 % en 2024, encore en diminution par rapport à 2023 (0,17 %).

La production annuelle de 2023 représente un facteur de charge du parc charbon de 4,4 %, ce qui correspond à environ 390 heures de production (à puissance maximale équivalente) sur les 8760 contenues dans une année. 

A compter du 1^er janvier, et jusqu’à l’arrêt de la production au charbon prévu au plus tard pour 2027, il existe un plafond équivalent à 700 heures de production à pleine puissance par an. En 2024, tout comme en 2023, les centrales au charbon sont donc restées en deçà de ce plafond.

La production d’électricité à partir de fioul a représenté 1,8 TWh pour l’année 2024, soit 0,3 % de la production totale. Ce volume est resté relativement stable au cours des dix dernières années, avec une production annuelle moyenne de 2,1 TWh. L’utilisation de ces moyens de production est surtout réservée pour l’équilibrage du système électrique à l’approche du temps réel et lors des pointes de consommations hivernales. Les orientations du projet de la prochaine Programmation pluriannuelle de l’énergie, soumis à consultation publique fin 2024, indiquent l’objectif de remplacer le fioul par des combustibles bas carbone, notamment du biocarburant, à l’horizon 2030.