BE 2023 Europe

La crise énergétique de l’année 2022 a été une crise européenne, notamment sous l’effet de l’augmentation des prix du gaz qui se sont répercutés sur les prix de l’électricité dans l’ensemble des pays, entraînant une baisse importante de la consommation, de la baisse de production hydraulique qui a touché les pays du sud, et de la baisse des exportations bas-carbone et économiquement compétitives françaises. L’année 2023 a vu certaines dynamiques amorcées en 2022 perdurer : sous l’effet de prix élevés, de températures supérieures aux normales en hiver ainsi que d’actions de réduction de la consommation d’énergie engagées par les administrations, les entreprises et les particuliers, la consommation européenne¹ d’électricité a de nouveau marqué un ralentissement pour atteindre des niveaux inédits sur la dernière décennie. La production a suivi cette tendance à la baisse dans la majorité des pays, à l’exception notamment de la France où le regain de production nucléaire et hydraulique ainsi que l’augmentation de la production renouvelable ont permis de retrouver un niveau de production nettement plus élevé qu’en 2022 et d’augmenter fortement les volumes exportés.

La plupart des pays européens ont continué à développer leur parc d’énergies renouvelables à un rythme soutenu, en lien avec des objectifs de transition énergétique parfois récemment revus à la hausse. Les parts de l’éolien et du solaire dans les mix de production ont continué de progresser, en battant de nombreux records. La production à partir de charbon a nettement baissé au cours de la dernière décennie, conséquence des plans de fermetures des centrales à charbon de plusieurs pays. La part de la production à partir de nucléaire dans le mix affiche une légère diminution tendancielle, sous l’effet de l’arrêt de plusieurs réacteurs. La baisse de production de ces deux filières a été en partie compensée par la montée en puissance de la production d’origine renouvelable, en particulier éolienne et solaire, et dans une moindre mesure par une augmentation de la production des unités au gaz.

La consommation² d’électricité en Europe³ a diminué pour la deuxième année consécutive, se situant en 2023 à un niveau très en retrait par rapport à la consommation moyenne des années précédant les crises sanitaire et énergétique (2014-2019). Après une année 2020 fortement affectée par l’épidémie de Covid-19, suivie d’un rebond de la consommation grâce à la reprise économique en 2021, l’année 2022 avait marqué un net repli de la consommation, en dessous même de celui de l’année 2020. Ceci avait été le reflet de la hausse des prix de l’électricité et plus globalement des matières premières, qui avaient affecté l’activité économique, des actions engagées par plusieurs pays en faveur des économies d’énergie face à la crise, et de températures nettement au‑dessus des normales pendant la saison de chauffe. L’année 2023 s’inscrit dans cette dynamique, la consommation totale se situant 2,7 % en dessous de celle de 2022 et 6,9 % en dessous de la moyenne constatée au cours de la période 2014-2019. Selon une estimation de l’Agence internationale de l’énergie, près des deux tiers de la baisse de consommation électrique dans l'Union européenne entre 2021 et 2023 sont imputables au secteur industriel, en raison de la hausse des prix⁴.

Les mêmes tendances se retrouvent de manière plus ou moins marquée au niveau de chaque pays, notamment parmi les pays les plus peuplés qui sont les principaux consommateurs d’électricité européens. En Allemagne, les facteurs avancés pour expliquer la baisse de consommation entre 2022 et 2023 sont en premier lieu les prix élevés et les fortes températures, suivi de la hausse de l’autoconsommation des foyers équipés en panneaux photovoltaïques⁵. En Grande-Bretagne, des températures clémentes en été et douces à l’automne ont également eu pour conséquence une baisse de la demande d’électricité pour la climatisation et le chauffage, dans un contexte d’économie en contraction diminuant les besoins en électricité. En Italie et en Espagne, les GRT mentionnent la baisse de la consommation industrielle due à la montée des prix de l’électricité comme explication principale de la baisse de la demande.

Comparer les niveaux absolus des consommations d’électricité des pays les uns par rapport aux autres ne fournit qu’une vision partielle, tant les déterminants peuvent être nombreux : population, température, durée du jour, produit intérieur brut, taux d’électrification, taux de logements individuels et collectifs, etc. Les pays les plus peuplés sont généralement ceux qui produisent et consomment le plus d’électricité : les six pays les plus peuplés sont ainsi les pays avec les consommations les plus élevées, c’est à-dire Allemagne, France, Italie, Espagne, Grande-Bretagne et Pologne. Néanmoins, le classement n’est pas strictement respecté, puisque la Grande-Bretagne, presque aussi peuplée que la France, affiche une consommation bien inférieure à celle-ci, et plus proche de celle de l’Espagne qui compte 20 millions d’habitants de moins. De même, derrière la Pologne se trouve la Norvège où, malgré une population sept fois inférieure, la consommation s’est révélée seulement 32 TWh plus faible. En effet, s’appuyant sur une capacité d’hydroélectricité abondante (33 GW installés) aux coûts de production faibles, les industries très électro-intensives s’y sont fortement développées, ainsi que l’usage du chauffage d’origine électrique.

Il est donc intéressant de regarder la consommation des pays européens rapportée à leur population d’une part, mais aussi à leur taux d’électrification (part de l’énergie électrique dans l’utilisation finale d’énergie). Ainsi, la consommation par habitant en 2023 pour l’ensemble des membres ENTSO-E et de la Grande-Bretagne a été de 4800 kWh/hab. En France, avec 5500 kWh/hab., la production par habitant a été la plus élevée parmi les principaux pays européens (du point de vue du nombre d’habitants et de la consommation et production d’électricité), ce qui est à mettre en regard d’un taux d’électrification plus élevé également. La consommation par habitant est influencée en grande partie par le taux d’électrification puisqu’on retrouve aux trois premières places les pays nordiques : la Norvège (21 700 kWh/hab.), la Finlande (12 600 kWh/hab.) et la Suède (11 000 kWh/hab.), qui se trouvent parmi les quatre premiers pays du point de vue du taux d’électrification de la consommation d’énergie.

La consommation électrique d’un pays est également une grandeur sensible à la température. Une diminution de celle-ci en dessous d’un certain seuil se traduit par un plus grand recours au chauffage, parfois électrique, et donc par une consommation en augmentation. Dans une moindre mesure, la consommation d’électricité est également influencée par la durée du jour, qui détermine les besoins en éclairage. Si tous les pays affichent une thermosensibilité hivernale⁶, celle-ci est actuellement plus prononcée en France que dans d’autres pays, y compris des pays plus froids comme l’Allemagne, en raison d’un recours plus massif au chauffage électrique. Cependant, ceci devrait évoluer dans les prochaines années avec l’électrification des usages à venir en Europe⁷.

À l’inverse, les journées plus chaudes de l’été peuvent se traduire par un recours accru à la climatisation. Ce dernier effet est amené à s’accentuer, le climat se réchauffant avec des épisodes de canicules plus fréquents et plus intenses. Ainsi l’installation de climatisation se répand peu à peu, même dans les pays du nord. Cette thermosensibilité estivale est visible à partir de 20 °C dans les pays les plus chauds d’Europe du sud, où le recours à la climatisation est pour le moment plus systématique que dans ceux du Nord. A l’extrême, l’Italie montre une thermosensibilité plus prononcée en été qu’en hiver.

La thermosensibilité est assez peu visible aux Pays-Bas, la raison pouvant être le mix énergétique très centré sur le gaz, dont le pays est producteur. L’effet du chauffage électrique est donc moins visible pour les journées froides. Le pays est également moins sujet aux journées plus chaudes visibles ailleurs, la consommation liée à la climatisation restant pour l’instant peu significative.

Les tendances concernant les niveaux de production en Europe⁸ reflètent celles observées pour la consommation. La baisse de la production déjà constatée en 2022 par rapport à 2021 (‑2,9 %) se confirme en 2023 (‑2,6 % par rapport à l’année précédente). Parmi les plus gros pays, seule la France a affiché un volume de production significativement supérieur à celui de 2022, en raison d’une augmentation de la production d’origine nucléaire, hydraulique et renouvelable, ayant eu pour effet de couvrir une plus grande partie de la consommation nationale et de revenir à un profil exportateur (voir parties Production et Échanges). Pour les autres pays, la baisse de la consommation et, dans une moindre mesure, l’augmentation des exportations françaises ont induit une forte baisse de la production : Allemagne (‑10,3 %), Grande-Bretagne (‑12,1 %), Italie (‑9,3 %). D’autres pays ont vu leur production augmenter en 2023 par rapport à 2022, alors même que leur consommation continuait à baisser. La production finlandaise (74 TWh en 2023) a par exemple augmenté de 16 % pour une consommation en baisse de 0,3 %. Cette augmentation de 10,4 TWh est principalement portée par les filières nucléaire (+8,6 TWh), éolienne (+2,9 TWh) et hydraulique (+2 TWh) compensant en plus la baisse d’autres filières comme le thermique fossile (‑3,2 TWh). L’événement marquant de la production finlandaise en 2023 fut la mise en service commerciale en avril du réacteur EPR Olkiluoto 3, d’une puissance de 1,6 GW, qui a produit 10,4 TWh dans l’année⁹.

Au niveau européen, la baisse de production la plus significative entre 2022 et 2023 a concerné la filière thermique fossile, dont le volume de production a diminué de 21 %. La production des unités au charbon a représenté à elle seule environ la moitié de cette baisse. Autre fait marquant de l’année, pour la première fois la production d’éolien a été supérieure en 2023 à celle du gaz, alors qu’elle en représentait la moitié il y a dix ans. La décarbonation du mix de production électrique européen s’est ainsi poursuivie en 2023, grâce à l’augmentation de la production des filières solaire et éolienne dans tous les pays, en continuité avec les années précédentes, ce qui a permis de réduire notamment le niveau de production des filières thermiques fossiles. La production de la filière nucléaire est restée stationnaire en 2023 par rapport à l’année précédente (+0,6 %) : la baisse de production liée aux fermetures des trois derniers réacteurs en Allemagne en 2023 (voir focus plus loin) et de deux réacteurs en Belgique entre fin 2022 et début 2023¹⁰ a été compensée par l’entrée en service de l’EPR d’Olkiluoto 3 en Finlande et par le regain de production du parc français.

Le mix électrique européen s’est profondément transformé par rapport au mix d’il y a seulement dix ans. Les filières solaire et éolienne occupent désormais une place importante et ont représenté 26 % du mix en 2023 (périmètre ENTSO-E et Grande-Bretagne), contre 9 % dix ans plus tôt. Si la filière thermique fossile a encore représenté 29 % de la production électrique sur le périmètre en 2023, sa part dans le mix européen a diminué de onze points en une décennie (40 % en 2013). En considérant séparément les différents combustibles, les tendances diffèrent. En effet, la production à partir de gaz a vu sa part dans le mix augmenter sur la décennie (17 % en 2023 contre environ 13 % en 2013, après un pic à 20 % en 2019-2020). En revanche, la part de la production à partir de charbon, caractérisé par une intensité carbone très élevée, s’est drastiquement réduite, passant de 25 % à 11 % en dix ans, et affiche une tendance structurellement baissière dans tous les pays considérés. L’exemple le plus extrême étant la Grande-Bretagne où la part de charbon dans le mix national est passée de 40 % à 1 % en dix ans. Ainsi, pour la première fois en 2023 les trois premières filières de production à l’échelle européenne (nucléaire, éolien et hydraulique) sont décarbonées.

Si le nucléaire a toujours représenté la première source de production d’électricité au long de la décennie écoulée, celle-ci a diminué en valeur absolue, plus de réacteurs ayant été fermés, en raison de leur ancienneté ou par choix politique (voir par exemple le focus sur l’Allemagne), que mis en service. Du point de vue de l’hydraulique, la production est restée relativement stable, principalement guidée par la quantité de précipitations annuelle. L’installation de nouveaux ouvrages est marginale, les sites propices étant pour la plupart déjà exploités.

En désagrégeant les volumes produits par chaque filière dans chaque pays, on retrouve sans surprise aux premières positions les filières majoritairement présentes dans les pays les plus gros producteurs, reflet de la « taille » du mix électrique et de la part relative des filières dans celui-ci. Ainsi, le plus grand volume de production est atteint par la filière nucléaire française (320 TWh, 65 % du mix de production français en 2023), suivie par la production hydraulique norvégienne (136 TWh, 89 % du mix) et le charbon allemand (118 TWh, 24 % du mix). Le nucléaire français a représenté environ 11 % de la production électrique des pays du périmètre considéré, en augmentation par rapport à l’année précédente où, malgré une production historiquement faible (279 TWh en 2022), elle était tout de même représenté environ 9 % de la production totale sur le périmètre. L’hydraulique norvégien et le charbon allemand ont atteint respectivement la deuxième et troisième place en 2023 (4,6 % et 3,9 %).

Afin de satisfaire aux engagements pris dans le cadre de l’Accord de Paris ainsi qu’aux différentes législations contraignantes ayant été introduites au niveau national comme au niveau de l’Union européenne, les pays européens sont tous engagés dans la décarbonation de leur économie. Les politiques de l’Union européenne liant climat et énergie ont débuté en 2008 avec le « paquet énergie-climat » qui visait notamment à réduire avant 2020 les émissions de gaz à effet de serre de 20 % par rapport à 1990 et d’atteindre 20 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie, avec la directive sur les énergies renouvelables¹¹. Ces objectifs ont été portés à 40 % de réduction des émissions par rapport à 1990 et à 32 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie d’ici 2030 en 2014¹² puis en 2018¹³.

Ces objectifs ont à nouveau été modifiés dans le cadre du paquet législatif Fit for 55 présenté en 2021, qui fixe un objectif de baisse des émissions de gaz à effet de serre de l’Union européenne de 55 % en 2030 par rapport à 1990 et vise à atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Cet objectif a été porté à 57 % en 2022 lors de la publication du plan d’action REPowerEU, contenant des mesures pour renforcer la sécurité énergétique européenne à la suite de l’invasion de l’Ukraine par la Russie. L’ensemble des treize mesures que comprend le paquet législatif a été présenté par la commission européenne et le principe en a été accepté par les États membres et le Parlement européen. Les treize mesures ont été partiellement adoptées depuis 2021 (trois sont encore en discussion) et auront des effets sur le mix électrique européen, avec en particulier l’objectif de porter à 42,5 % la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique final¹⁴, notamment en rendant les procédures d’octroi de permis plus rapides.

Les pays européens hors Union européenne ont pour la plupart adopté des objectifs similaires ; c’est le cas du Royaume-Uni, de la Suisse et de la Norvège.

La décarbonation de la production d’électricité est par ailleurs l’un des objectifs les plus faciles à atteindre, lorsqu’on le compare à la décarbonation de certains secteurs de l’industrie, par exemple, qui sont qualifiés de « difficiles à décarboner » (« hard-to-abate », voir partie Électrification des usages). Le secteur de l’énergie, particulièrement la production d’électricité, représente une part importante des émissions territoriales dans l’Union : près d’un cinquième en 2021, soit 210 MtCO_2éq. De plus, il existe un consensus sur la place indispensable de l’électricité dans le paysage énergétique bas-carbone vers lequel de nombreux pays se dirigent.

Les premiers résultats de ces efforts sont d’ores et déjà visibles dans la plupart des pays européens ; l’évolution de l’intensité carbone de la production d’électricité pour certains pays au cours de la période 2017-2023 sont spectaculaires (Portugal, Espagne…). Certains systèmes électriques restent néanmoins toujours très carbonés : en 2023, dans cinq pays dont trois pays majeurs (la Pologne, l’Italie et l’Allemagne), l’intensité de la production d’électricité dépasse les 300 gCO_2éq/kWh.

La France a été le premier exportateur net d’électricité en Europe en 2023, avec un solde deux fois plus important que celui de la Suède et quatre fois plus important que celui de l’Espagne, deuxièmes et troisièmes exportateurs nets respectivement. L’Italie a d’autre part été le premier importateur net, avec un solde importateur cinq fois supérieur à celui de l’Allemagne, deuxième pays importateur net. En général, les pays dont la production d’électricité présente une faible intensité en émissions ont été les principaux exportateurs, et à l’inverse les pays importateurs sont généralement des pays avec une intensité carbone plus élevée. L’explication est d’une part liée au fait que les échanges d’électricité se font sur la base du prix et que les énergies les moins coûteuses sont aussi les moins carbonées (éolien, solaire, nucléaire, hydraulique)¹⁵, d’autre part au dimensionnement des mix de production dans les différents pays. Les pays disposant d’un surplus de production de ces énergies à un instant donné l’exportent vers les pays caractérisés par une production plus coûteuse et donc plus carbonée à ce même instant. Le cas particulier de la République tchèque, cinquième exportateur net mais possédant une intensité carbone parmi les plus élevées, pourrait s’expliquer par son mix électrique comprenant 40 % d’énergie nucléaire et 38 % de production au charbon. Le pays exporte alors davantage lorsque le parc nucléaire est plus sollicité (et la production décarbonée), malgré une intensité carbone moyenne du mix élevé. Enfin le solde net des échanges n’est pas toujours corrélé à la taille du système électrique des pays, la Suède figurant parmi les principaux exportateurs et l’Allemagne ayant un solde proche de celui de la Belgique.

Le solde exportateur ou importateur absolu dépend en partie de la « taille » de son système électrique. Ainsi, l’analyse du ratio entre le solde net des échanges et le volume de production domestique total permet de nuancer la position de première exportatrice d’électricité en Europe de la France : selon cette mesure, elle se classe 3^ème derrière la Suède et la République Tchèque (sur la période 2014-2019, elle figurait au deuxième rang derrière la République tchèque). Parmi les pays importateurs nets, à l’inverse, les ratios entre soldes nets et niveau de production pour la Belgique et du Portugal ont atteint, en 2023, 17 % pour la Belgique et près de 30 % pour le Portugal, contre seulement 2 % pour l’Allemagne, alors que les soldes sont proches en valeur absolue.

L’Allemagne a initié dès 1998 une stratégie de transition énergétique (Energiewende). Celle-ci s’est traduite en 2000 par une loi sur les énergies renouvelables, ou Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), donnant la priorité d’accès à ces énergies sur les marchés et fixant un tarif d’achat. La loi a été modifiée à plusieurs reprises (2004, 2012, 2014, 2017) pour adapter leur structure de rémunération.

L’Allemagne s’est ensuite dotée en 2019 d’une loi Climat, Bundesklimaschutzgesetz (KSG), modifiée dès 2021 pour introduire des objectifs de décarbonation plus rapides que ceux prévus par l’Union européenne, notamment une réduction des émissions de gaz à effet de serre du pays de 65 % d’ici 2030 par rapport à 1990, de 80 % d’ici 2040, et l’atteinte de la neutralité carbone en 2045, c’est-à-dire cinq ans plus tôt que l’objectif européen.

Pour ce faire, les objectifs de développement des énergies renouvelables ont été revus à la hausse en 2021 puis 2022 par le gouvernement :  80 % de la production électrique doit être d’origine renouvelable d’ici 2030, avec l’installation de 215 GW de capacités solaires, 115 GW de capacités éoliennes terrestre et 30 GW d’éolien en mer. La loi prévoit notamment que 2 % du territoire soit réservé à l’installation de parcs de production éolienne d’ici 2032, pourcentage adapté à l’échelle des Länder en fonction des contraintes géographiques, ainsi qu’une simplification des procédures d’attribution de permis.

En 2023, l’Allemagne a continué à développer son parc renouvelable à un rythme soutenu. L’installation de nouvelles capacités éoliennes a progressé par rapport à l’année précédente, avec 3 GW de capacité éolienne installée, dont 2,7 GW d’éolien terrestre et 0,3 GW d’éolien en mer, contre 2,4 GW installés en 2022 (dont 2,1 GW pour l’éolien terrestre et 0,3 GW pour l’éolien en mer). L’Allemagne a également développé 14,3 GW de capacité de production solaire photovoltaïque en 2023, un record d’installation, qui a porté à 81,8 GW la capacité totale disponible. À titre de comparaison, la capacité solaire installée en Allemagne au cours de la seule année 2023 correspond à près de 75 % de la capacité totale actuellement installée en France.

Comme dans d’autres pays, le secteur éolien a fait face à des difficultés liées à la conjoncture géopolitique et économique actuelle, qui ont ralenti la mise en œuvre de projets de nouvelles installations, en particulier du fait des augmentations des coûts des matériaux et de transport (les coûts des projets auraient augmenté de près de 50 % ces deux dernières années selon la filière¹⁶).

Les procédures de permis sont en général plus rapides en Allemagne que dans la plupart des autres pays européens : l’obtention d’un permis pour un projet éolien terrestre atteindrait ainsi 40 mois en Allemagne¹⁷ contre par exemple 65 mois en France. Elles se situent cependant encore bien au-delà de l’objectif de maximum 24 mois fixé par l’Union Européenne¹⁸.  

Pour soutenir le développement des capacités renouvelables dans les années à venir, l’agence allemande de l’énergie (BNetzA) émet plusieurs appels d’offres chaque année depuis 2017. Ces appels d’offres garantissent au lauréat un revenu par unité de volume produit, pour une durée de vingt ans, qui s’ajoute au revenu obtenu sur les marchés lors de la vente de la production. Le revenu additionnel se fonde sur un prix proposé par les candidats, qui doit être inférieur au prix plafond fixé par le régulateur. Ce dernier fixe également un volume maximal d’attribution. Pour l’éolien terrestre, les appels d’offres n’ont pas fait le plein de candidatures en 2023, 9,83 GW ayant été offerts sur 12,84 GW possibles (soit 77 % du volume de l’appel d’offres, contre 88 % en 2022, et 94 % en 2021 et 2020). Cependant le volume demandé en 2023 (12,84 GW) était bien supérieur à celui de 2022 (5,19 GW), le volume proposé par les acteurs était donc lui aussi supérieur et sans précédent. La filière s’est dite optimiste pour l’année 2024 où le prix plafond a été relevé à 7,35 c€/MWh¹⁹.

Parallèlement, l’Allemagne a arrêté en 2023 ses trois derniers réacteurs nucléaires encore en activité, achevant le processus de sortie du nucléaire. L’arrêt de ces réacteurs, initialement prévu pour fin décembre 2022, avait été reporté du fait de la crise énergétique qui a touché le continent. Les réacteurs Isar 2, Emsland et Neckarwestheim 2 ont finalement cessé leur production le 15 avril 2023, réduisant la capacité installée de 4,2 GW, soit près de 2 % de la capacité totale installée en Allemagne. Le processus allemand de sortie du nucléaire, initié à la fin des années 1990 par le gouvernement du chancelier Gerhard Schroeder et officialisé par la loi de 2002 (Atomgesetz), avait été accéléré en 2011 à la suite d’un vote du Bundestag en réaction à l’accident de Fukushima²⁰. Cette année-là, huit réacteurs avaient été fermés, suivi d’une fermeture par an en 2015, 2017 et 2019, puis de trois réacteurs en 2021 et enfin trois en 2023. Malgré les derniers arrêts de réacteurs en 2023, le nucléaire a encore représenté 1,4 % dans le mix électrique allemand au cours de l’année, contre 24 % en 2010.

Les énergies éoliennes et solaires ont constitué près de 40 % de la production d’électricité en Allemagne en 2023, ce qui constitue un record pour le pays et représente une évolution rapide par rapport à l’année précédente (33 % en 2022) et une nette augmentation par rapport à la part de 15 % dans le mix en 2013.

Les énergies thermiques fossiles ont encore représenté 40 % du mix en 2023, une valeur proche de la moyenne des 5 dernières années. Le développement des énergies renouvelables, couplé à la réduction de la consommation, a donc permis d’éviter une augmentation de la part de production d’électricité à partir de combustibles fossiles, malgré la fermeture des derniers réacteurs nucléaires. La répartition entre les différentes énergies fossiles a été modifiée : alors que la part du gaz et du fioul dans le mix est restée plus ou moins constante, la production de charbon a fortement diminué, atteignant 24 % en 2023²¹, alors qu’elle représentait en 2013 encore près de la moitié (47 %) de la production d’électricité en Allemagne.

Pour la première fois en vingt ans, l’Allemagne a plus importé d’électricité de ses voisins en 2023 qu’elle n’en a exporté, avec un solde négatif de 11,7 TWh. Les raisons de cette évolution sont multifactorielles. Alors que 2022 avait constitué une année record d’exportation vers la France en raison d’une production nucléaire française très faible (15,3 TWh exportés vers la France), l’année 2023 a été caractérisée par un solde très proche de l’équilibre (0,4 TWh importés depuis la France²²). Ceci résulte du rétablissement de la production nucléaire française et d’une production éolienne très abondante en France pendant les deux derniers mois de l’année, alors que ces mois de l’année sont habituellement marqués par des flux abondants de l’Allemagne vers la France. Par ailleurs, les volumes d’électricité importés en Allemagne depuis les pays nordiques ont continué d’augmenter en 2023, principalement en raison d’une production économiquement très compétitive dans ces pays, du fait de la forte production hydraulique en Norvège et éolienne au Danemark. Enfin, les exportations habituelles de l’Allemagne vers la Suisse ont fortement diminué, concurrencées également par les exportations de la France.

L’année 2023 a été une année record pour la production électrique renouvelable en Grande‑Bretagne²³, où la production d’électricité à partir des énergies éolienne et solaire a représenté 41 % du mix de production d’électricité. La production de la filière éolienne a pris la plus grande part avec 35 %, alors qu’elle ne représentait que 1 % en 2010. L’augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix a permis une décroissance rapide de la production thermique fossile, qui a atteint son plus bas niveau en 2023 avec 39 %, contre 80 % en 2010. La production d’électricité à partir de gaz a représenté la quasi-totalité de cette filière, celle à partir de charbon ayant continué sa décrue pour atteindre une part anecdotique du mix soit 1 %, alors qu’elle était de 72 % en 1990, et encore de 32 % en 2010. Des 17 centrales à charbon actives en 2012, il ne restait en opération fin 2023 que la centrale de Ratcliffe-on-Soar (2 GW), après les fermetures en mars de la centrale de West Burton A (2 GW) et de de Kilroot en septembre (450 MW en Irlande du Nord). La fermeture de Ratcliffe‑on‑Soar est prévue pour septembre 2024.

Avec 14,7 GW d’éolien en mer installé à fin septembre 2023, le Royaume-Uni est de loin le premier pays d’Europe en matière de développement dans cette filière, devant l’Allemagne avec 8,5 GW et les Pays-Bas avec 4,7 GW à fin 2023. Le pays a notamment un objectif de 50 GW de capacité installée d'éolien en mer d'ici 2030. Le Royaume-Uni est aussi celui de ces trois pays qui affiche le meilleur facteur de charge, 37 % (48 TWh produits) contre 35 % (26 TWh produits) et 25 % (10,3 TWh produits)²⁴ respectivement.

Tout comme en Allemagne, au cours de l'année 2023, le lancement de nouveaux projets a été ralenti par le renchérissement des coûts des matières premières. Ainsi, l’appel d’offres de 5 GW de projets de septembre 2023, qui proposait de rémunérer les lauréats sur la base de contrats pour différence²⁵, n’a vu aucune offre soumise, « résultat de l’inflation mondiale et de l’impact sur la chaîne d’approvisionnement »²⁶. Le prix plafond proposé était de 44 GBP/MWh (~50 €/MWh). Le précédent appel d’offres réalisé en 2022 avait vu 7 GW d’éolien en mer retenus pour une mise en service à l’horizon 2026-2027. Certains projets lauréats des précédents appels d’offres ont connu des soubresauts face à l’augmentation des coûts. Après avoir été annoncé comme abandonné par Vattenfall en juillet 2023, le projet Boreas de 1,4 GW en mer du Nord a été repris par RWE en décembre. Le projet Hornsea 3, un temps annoncé comme en péril en début d’année, a finalement été confirmé en décembre 2023. Face à ces risques, le gouvernement britannique a annoncé en novembre rehausser de 66 % le prix plafond pour les appels d’offres de 2024.

Du point de vue des échanges, l’année 2023 a été marquée par la mise en service en décembre d’une nouvelle interconnexion sous‑marine à courant continu (Viking Link) reliant la Grande-Bretagne et le Danemark. Sa capacité actuelle est de 800 MW, mais une augmentation de celle-ci pour atteindre 1400 MW est prévue dans les années à venir. Cette interconnexion vient s’ajouter à celles reliant l’île à la Belgique, la France, l’Irlande, la Norvège et les Pays-Bas. Les derniers jours de décembre ont vu 64 GWh importés en Grande‑Bretagne du Danemark pour 14 GWh exportés.

La Grande-Bretagne est redevenue largement importatrice en 2023, important 33,2 TWh pour en exporter 8,8 TWh, après une année 2022 exceptionnelle où son solde des échanges d’électricité avait été exportateur net du fait de la baisse de la production française. En effet, la Grande-Bretagne présente en général chaque année un solde importateur vis-à-vis de ses pays frontaliers, sauf l’Irlande. Cette situation se reflète dans les prix, très régulièrement supérieurs dans l’île par rapport au reste du continent (voir partie Prix). Ce profil importateur s’explique par la possibilité de recourir, grâce aux importations, à des filières de production d’électricité relativement moins coûteuses que celles présentes sur l’île, comme l’hydraulique norvégien et le nucléaire français.

Les Pays-Bas ont enregistré une progression très rapide de la part d’électricité produite à partir des énergies éolienne et solaire dans leur mix électrique, passant de 8 % en 2015 à 39 % en 2023. Ce rythme de progression est même supérieur à celui de l’Allemagne, dont la part d’électricité produite par ces filières dans le mix électrique est passée de 19 % à 40 % sur la même période. En 2023, 3 GW de capacité solaire photovoltaïque ont été installés. L’augmentation de la part de ces énergies renouvelables aux Pays-Bas a permis de réduire la part des énergies fossiles dans le mix, alors que la part du nucléaire restait stable autour de 3 %. La baisse la plus rapide concerne la production à partir de charbon, dont la part dans le mix électrique est passée de 40 % en 2015 à 8 % en 2023. La baisse de la production à partir du gaz a été plus modérée, puisqu'elle est passée de 44 % en 2015 à 38 % en 2023. Cette baisse modérée peut s’expliquer par le statut de deuxième producteur de gaz naturel européen des Pays-Bas, derrière la Norvège.

La rapidité de transformation de la production électrique est particulièrement visible dans le rythme d’installation du solaire (3,6 GW installés par an sur les cinq dernières années) : les Pays-Bas ont une capacité installée par habitant supérieure à celle des pays voisins au cours de la période 2022-2023. Même si un tel développement du solaire dans un pays d’Europe du nord a priori moins ensoleillé que ceux du sud et à la superficie réduite peut sembler contre-intuitif, les Pays-Bas ont massivement développé le solaire sur bâti pour atteindre leur objectif de 70 % d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables d’ici 2030. Ainsi, plus du quart des foyers néerlandais est équipé en panneaux solaires.

Cette augmentation très marquée de la part des énergies renouvelables a eu des effets visibles sur les prix, engendrant un nombre record d’heures caractérisées par des prix négatifs sur les marchés de gros, nombre qui a plus que triplé par rapport aux années précédentes pour atteindre 316 heures en 2023. Ces prix négatifs se sont manifestés lorsque la production renouvelable abondante était excédentaire par rapport à la consommation (par exemple lorsque la consommation était faible, comme pendant les jours fériés ou les fins de semaine) et que la nature limitée des capacités d’interconnexions avec les pays voisins ne permettait pas d’exporter tout le surplus (voir partie Prix).

Dans ce contexte de prix de gros volatiles, certains fournisseurs d’électricité du pays proposent des contrats aux particuliers où le prix au kWh est indexé heure par heure sur le prix du marché de gros. Ces contrats sont un levier possible pour encourager la flexibilité de la demande, qui est un enjeu pour que le profil de consommation se rapproche au plus près du profil de production renouvelable non pilotable (voir partie Flexibilités). D’après l’Autorité de la Consommation et des Marchés néerlandaise, à fin 2023, 256 000²⁸ foyers (3,4 % des foyers) avaient opté pour ce type de contrat, soit trois fois plus qu’en début d’année. Les principaux fournisseurs néerlandais étudient également ce type de contrat et l’un d’eux a lancé son offre en septembre 2023.

Le développement des énergies renouvelables ainsi que l’électrification des usages présentent également de forts enjeux pour les gestionnaires de réseau néerlandais. Le gestionnaire du réseau de transport Tennet a investi 3,5 milliards d’euros au premier semestre 2023, le double de l’année précédente, et a doublé ses prévisions d’investissement sur les dix prochaines années par rapport à celles faites en 2022. Le gestionnaire notait en juillet que dans la première moitié de 2023, trois fois plus d’installations résidentielles de panneaux solaires avaient subi des coupures pour ne pas saturer le réseau qu’à la même période en 2022²⁹.

Si les tendances des échanges d’électricité entre les Pays-Bas et la Belgique, le Danemark et la Norvège n’ont pas évolué en 2023, les nouvelles dynamiques d’échanges avec l’Allemagne et le Royaume-Uni engagées les années précédentes se sont poursuivies. Les échanges entre les Pays-Bas et le Danemark ont commencé en 2019 avec l’installation de l’interconnexion COBRA, un câble en courant continu de 700 MW. En ce qui concerne les échanges avec l’Allemagne, après de nombreuses années où le solde des échanges avait été largement importateur depuis l’Allemagne, la tendance s’est progressivement inversée avant que les Pays-Bas ne deviennent exportateurs en 2022 et 2023. La baisse de la production nucléaire française et fort volume d’importations françaises depuis l’Allemagne en 2022 ont eu pour conséquence une augmentation des besoins d’importation de l’Allemagne depuis ses autres voisins, dont les Pays-Bas. Les importations depuis le Royaume-Uni ont augmenté en 2022 et 2023 en raison d’une plus forte production éolienne dans ce pays.

L’année 2023 s’est située en Espagne dans le prolongement des tendances historiques, avec une progression de la part des énergies éolienne et solaire dans la production, qui s’est élevée à respectivement 23 % et 14 %. En ce qui concerne la production hydraulique, après une année 2022 sèche et une production exceptionnellement faible, l’année 2023 a vu celle-ci se rapprocher de la moyenne historique (11 % du mix électrique contre 12 % en moyenne au cours de la période 2010-2022) grâce à des précipitations plus abondantes. C’est la production d’électricité à partir de gaz qui a le plus reculé dans le mix espagnol par rapport à l’année précédente, passant de 32 % à 24 % en un an.  

Si la capacité éolienne installée a été relativement faible en 2023 (600 MW pour une capacité totale de 30,7 GW), la capacité solaire installée a augmenté de 23 % pour atteindre 4,6 GW, soit un parc total de 24,6 GW en fin d’année.

La filière éolienne a connu son plus important développement dans les années 2000, pendant lesquelles 20 GW ont été installés, grâce à une industrie locale dynamique, des objectifs gouvernementaux ambitieux et des mécanismes de soutien efficaces. En 2012, l’Espagne était la quatrième nation mondiale du point de vue de la capacité totale avec un parc éolien de près de 23 GW³⁰. La filière a ensuite connu une période d’atonie, notamment avec l’arrêt des mécanismes de soutien en période de crise économique. Puis en 2018 le gouvernement a adopté un plan pour atteindre une production d’électricité d’origine 100 % d’origine renouvelable en 2050 et un nouveau décret royal rendait le développement des énergies renouvelables à nouveau attractif³¹. Ainsi, 8 GW furent installés entre 2018 à 2023 pour atteindre 30,7 GW fin 2023.

La filière solaire a quant à elle vu 4 GW installés avant 2010, puis un plateau également au début des années 2010, avant de connaître une hausse fulgurante et de quintupler la capacité totale de 5 GW installés en 2018 à 24,6 GW à fin 2023. La production des autres filières est restée relativement stables ces dix dernières années, hormis celle des centrales au charbon dont la capacité installée a été divisée par quatre en dix ans, passant de 12 GW en 2013 à 3 GW en fin d’année 2023.

Alors que l’Espagne était traditionnellement importatrice depuis la France, elle est restée légèrement exportatrice vis-à-vis de la France en 2023, pour la deuxième année consécutive, avec un solde positif de 1,6 TWh. Après une année 2022 où l’influence du « mécanisme ibérique » sur l’électricité en Espagne a favorisé l’exportation de volumes importants vers la France, les échanges en 2023 ont repris un rythme cyclique plus traditionnel caractérisé par des exportations de l’Espagne vers la France lors des moments de forte production renouvelable et des importations dans le cas contraire.  

Les échanges avec l’Andorre n’ont pas évolué, comme les années précédentes l’Espagne est restée presque uniquement exportatrice vers la principauté de 80 000 habitants, avec un solde compris entre 200 et 300 GWh.

L’Espagne et le Maroc sont reliés par deux interconnexions de 700 MW chacune installées en 1997 et 2006. Un projet de troisième interconnexion de 700 MW est à l’étude depuis 2019 et pourrait voir le jour en 2026. Après avoir été majoritairement exportatrice vers le Maroc entre 2010 et 2018, l’Espagne a vu ses exportations diminuer et ses importations augmenter à partir de 2019, notamment à cause de l’installation d’une centrale à charbon de 1,4 GW au Maroc fin 2018.