BE 2023 Production

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Si le risque sur la sécurité d’approvisionnement a été plus faible en 2023 qu’en 2022, le parc nucléaire n’est pour autant pas revenu à son fonctionnement nominal.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La hausse de la production s’explique en premier lieu par l’augmentation du parc solaire installé qui a accéléré depuis 2021 (cf. partie suivante). Le facteur de charge est en très légère baisse et s’est situé à 14,2 % en 2023 contre 14,5 % en 2022. Le taux de couverture de la consommation par la production solaire s’est établi en moyenne à 5,0 %⁴² au cours de l’année 2023, franchissant pour la première fois la barre des 5 %, dans un contexte caractérisé également par la baisse de la consommation dans l’hexagone.

Le parc solaire a atteint 19,0 GW à fin 2023, soit une augmentation capacité installée de l'ordre de 3,1 GW par rapport à fin 2022^43 44. Cette évolution de la capacité installée représente un record de développement sur une année, avec une accélération nette par rapport aux précédents rythmes observés en 2021 et 2022 (+2,7 GW/an).

Grâce à cette croissance significative du parc, le parc installé se rapproche de l’objectif de 20,1 GW fixé par la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) 2019-2028 à fin 2023 à environ un gigawatt près, ce qui correspond à un retard d’environ six mois au rythme moyen d’installation constaté au cours des cinq dernières années. Sur la période 2019-2023, c’est-à-dire la première période de la PPE, le rythme de développement observé (2,1 GW/an) a été de 10 % inférieur au rythme qui aurait été nécessaire pour l’atteinte des objectifs (2,3 GW/an). Cependant, la progression du parc constatée en moyenne depuis 2021 (2,9 GW/an) a largement dépassé ce rythme, marquant une nette amélioration par rapport à celle de 2019 et 2020 (+ 0,9 GW/an).

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 publics⁴⁵. Les premières orientations de la Stratégie française pour l’énergie et le climat (SFEC), soumises à consultation publique à l’automne 2023, proposent une augmentation des objectifs à long terme, qui impliqueraient une nette accélération du rythme de développement du photovoltaïque dans l’hexagone. Elle indique aussi des premières fourchettes possibles de capacité installée, respectivement de 54 à 60 GW en 2030 puis de 75 à 100 GW en 2035. Ces objectifs représenteraient des rythmes de développement compris entre 5 et 7 GW/an environ d’ici à 2035, soit plus de deux fois le rythme moyen des trois dernières années.

Comme en 2022, le volume de projets solaires en développement⁴⁶ en 2023 a fortement progressé, atteignant plus de 21 GW à fin 2023⁴⁷ contre 10 GW environ à fin 2021, soit un doublement du volume de projet en développement en moins de deux ans. La progression annuelle de la capacité installée de la filière est donc susceptible d’augmenter largement au cours des prochaines années, même s’il n’est pas possible de prévoir très précisément quand et dans quelle proportion, le temps de mise en service effectif dépendant du type de projet, de la législation et du contexte local.

Le rythme d’installation du parc photovoltaïque s’est nettement accéléré en 2023 en France et dans certains des pays voisins. Par rapport à l’année 2022, ce rythme s’est accéléré en Espagne (+12 % de hausse du rythme) et en France (+16 %), et s’est très nettement accéléré en Allemagne (+91 %), en Italie (+112 %) et au Royaume-Uni (+260 %, sur les trois premiers trimestres uniquement). Cette dynamique n’a pas permis au parc français de réduire l’écart avec les parcs allemand, espagnol et italien, ces pays ayant aussi installé une plus grande puissance en valeur absolue (respectivement 14,3 GW, 5,2 GW⁴⁸ et 5,2 GW sur l’année) mais permet de distancer le parc britannique. Les capacités totales disponibles à fin 2023 en Espagne (25,1 GW⁴⁹), Italie (30,3 GW) et en particulier en Allemagne (81,8 GW), ou au Pays-Bas (22,6 GW) sont donc nettement supérieures aux capacités françaises (19,0 GW) (voir également la partie Europe).

Pour l’ensemble de l’Union européenne, les chiffres de la filière⁵⁰ indiquent un record d’installation en 2023, avec 56 GW de capacité installée en plus sur l’année (+ 40% par rapport à 2022), portant la capacité totale du parc de 167,5 GW à 263 GW (+27% en un an). Le précédent record avait été établi en 2022 (40 GW) et la filière prévoit une accélération continue sur les années à venir. La tendance pourrait donc se poursuivre, avec dorénavant chaque année plus d’installations que la précédente au niveau européen, au moins jusqu’en 2030. Une part significative de la puissance installée en Europe en 2023 l’a été en Allemagne (14,3 GW⁵¹ sur 56 GW) : l’Allemagne a donc installé en une seule année l’équivalent de 75 % du parc photovoltaïque total existant en France à fin 2023.

La filière thermique renouvelable et déchets inclut les installations de production d’électricité à partir de biomasse solide (bois, paille, etc.), de déchets (ménagers et papeterie) et de biogaz. Si une large partie de la production d’électricité de la filière est considérée renouvelable (celle à partir de biomasse solide ou de biogaz), seulement 50 % de la production des usines d'incinération d'ordures ménagères est considérée renouvelable, par convention⁵².

Le volume de production d’électricité à partir de bioénergies et déchets est restée stable en 2023 par rapport à l’année précédente, pour s’établir à 10,4 TWh (contre 10,5 TWh en 2022). Cela résulte de la stabilité du parc en service par rapport à 2022 (2,2 GW) et du fait que ce parc produit de l’électricité « en base », c’est-à-dire de manière continue et relativement constante, souvent dans le cadre d’unités de cogénération. La puissance installée avait augmenté de manière régulière pendant les années 2010, passant de 1,2 GW en 2010 à 2,1 GW en 2020, un développement porté presque entièrement par les unités de production au biogaz et à la biomasse solide, mais cette progression a nettement ralenti depuis 2020.

Le document de consultation de la Stratégie Française pour l’Énergie et le Climat (SFEC), publié à l’automne 2023, fournit des orientations concernant le développement de la filière dans les années à venir. La trajectoire proposée prolonge la tendance des années récentes concernant le biométhane et la biomasse solide, avec une relative stabilité du parc pour la production d’électricité du fait de la priorisation d’autres usages pour les bioénergies, comme l’injection directe dans les réseaux de gaz, la production directe de chaleur pour l’industrie et les bâtiments ou encore la production de biocarburants pour l’aviation et le transport maritime.

Ainsi, concernant le biogaz, le document de consultation de la SFEC prévoit un développement de la méthanisation principalement en faveur de l’injection dans les réseaux gaziers. L’utilisation du biogaz pour la production d’électricité est limitée essentiellement aux unités éloignées du réseau de gaz existant et ne pouvant donc fonctionner en injection directe. Les objectifs proposés passent ainsi d’une fourchette de 24 à 32 TWh de biométhane produit en France à l’horizon 2028, dont 14 à 22 TWh injecté, à 50 TWh à l’horizon 2030 mais avec 44 TWh injecté, donc avec une réduction de la part de biogaz disponible pour la production d’électricité.

La contribution des moyens de production thermiques fossiles à l’approvisionnement en électricité de la France a nettement diminué en 2023 (32,6 TWh) par rapport à 2022 (49,2 TWh), en raison de l’amélioration de la disponibilité des filières nucléaire et hydraulique, de la baisse de consommation (voir partie Consommation) et d’une forte production éolienne (en particulier en janvier, mars, novembre et décembre). Si l’on regarde la tendance sur le plus long terme, la production des unités fonctionnant aux combustibles fossiles n’avait pas été aussi faible depuis l’année 2014. En moyenne, le niveau agrégé de production de ces filières a été inférieur au cours de la dernière décennie (39,4 TWh au cours de la période 2014-2023⁵³) à celui de la décennie précédente (53,3 TWh au cours de la période 2004-2013), grâce notamment au développement de la filière éolienne et, dans une moindre mesure, solaire. Par ailleurs, l’on observe au sein de cette catégorie le progressif remplacement de la production à partir de charbon et fioul par celle au gaz, moins émettrice de gaz à effet de serre, ce qui est visible dans l’évolution des volumes d’émissions liés à la production d’électricité (voir partie Émissions).

La production d’électricité à partir de combustibles fossiles présente un coût variable de production (coût du combustible) plus élevé que celui des autres filières de production, ce qui se reflète sur le prix offert par ces producteurs sur les marchés. En général, ces filières sont donc « appelées » à produire après les filières décarbonées (renouvelables et nucléaire) dont les coûts variables sont faibles (selon le principe de préséance économique ou merit order, voir partie Prix). En conséquence, le volume annuel de la production thermique fossile s’ajuste, à l’échelle européenne, en fonction de l’équilibre entre consommation d’électricité et production issue de sources décarbonées, dans la limite des capacités d’interconnexion. Au cours de l’année 2023, la consommation électrique en baisse et la production décarbonée en hausse, à la fois en France et dans le reste de l’Europe, ont donc permis un recours moindre à la production par rapport à l’année précédente.

La production d’électricité issue des centrales au gaz a baissé d’environ 32 % en 2023 (30,0 TWh) par rapport à celle de 2022 (44,0 TWh). Elle est restée très sollicitée en début d’année, dans un contexte de production hydraulique contrainte, se situant cependant à des niveaux déjà observés dans le passé pendant les mois d’hiver. Pendant l’été, les volumes de production ont été nettement inférieurs à ceux de l’année précédente, se rapprochant des moyennes constatées au cours des années jusqu’en 2019, alors qu’en 2022 la contribution des centrales au gaz à la sécurité d’approvisionnement en électricité pendant l’été, au plus fort de la crise énergétique, avait été inédite.

La production est ensuite restée faible au cours des trois derniers mois de l’année (avec une hausse ponctuelle au cours de la dernière semaine de novembre), dans un contexte de températures supérieures aux normales de saison, d’une consommation relativement faible par rapport à l’historique et des volumes élevés de production hydraulique et éolienne, ainsi que d’une meilleure disponibilité du parc nucléaire par rapport à 2022.

Le volume d’électricité produit à partir de charbon avait déjà été extrêmement faible en 2022 (2,9 TWh soit 0,6 % de la production) : il l’a été encore davantage en 2023, atteignant un niveau aujourd’hui anecdotique dans le mix de production (0,8 TWh ce qui correspond à 0,17 % de la production d’électricité en France). Le niveau de production des centrales à charbon s’est ainsi établi au plus faible niveau historique, près de deux fois inférieur aux niveaux déjà très faibles de 2019 (1,5 TWh) et 2020 (1,3 TWh)⁵⁵. La sortie du charbon en France est de fait déjà quasi effective pour ce qui concerne les volumes produits.

Dans le détail, les sollicitations des centrales à charbon ont été très ponctuelles au cours de l’année, essentiellement au cours des premiers mois, où le volume produit est néanmoins resté plus faible que celui de l’année précédente et de la moyenne des années avant 2019, et dans une moindre mesure en fin d’année, où la forte production éolienne et le faible niveau de consommation ont rendu très peu nécessaire le recours, même ponctuel, au charbon.

Le faible niveau de production observé en 2023 reflète la diminution progressive du parc de production des centrales à charbon en France au cours des dernières années (fermeture en 2021 des centrales de Gardanne et du Havre). Les émissions associées à ces centrales sont restées bien inférieures au seuil autorisé, y compris avant rehaussement du plafond⁵⁶. 

La production d’électricité à partir de fioul a représenté 1,7 TWh pour l’année 2023, soit 0,3 % de la production totale. Ce volume est en baisse par rapport au niveau atteint en 2022 (2,2 TWh) ainsi que par rapport aux niveaux d’avant-crise. Les moyens de production au fioul ont été sollicités de manière relativement régulière au cours de l’année, avec quelques pics ponctuels au cours des premiers mois.

De même que pour les centrales à charbon, le volume des émissions de gaz à effet de serre issues des installations de production à partir du fioul a été très largement inférieur aux plafonds en vigueur en 2023 définis par l’article D311-7-2 du code de l’Énergie, et même aux niveaux prévus avant rehaussement des plafonds règlementaires. Il faut préciser que le total annuel de la production d’électricité des centrales au fioul était déjà de cet ordre de grandeur avant l’établissement des plafonds règlementaires.