France – 31/07/2024 – energiesdelamer.eu.
Le 16 juillet à 14 h, RTE a ordonné un passage à la puissance minimale de quatre parcs renouvelables de forte puissance (éoliens et solaire photovoltaïque, pour un total de 1 050 MW) afin de répondre au besoin ponctuel du système électrique.
Cet ajustement a été réalisé dans les règles et montre que les énergies renouvelables peuvent prendre leur part dans la gestion des besoins d’ajustement du système électrique.
Selon le communiqué de RTE, un nouvel équilibre qui se confirme au premier semestre de l’année 2024. La production d’électricité en France a atteint son plus haut niveau depuis 2019, avec 272 TWh produits à mi-année.
Après une année 2022 marquée par la triple crise énergétique (disponibilité et prix du gaz, effets de la sécheresse sur la production hydraulique, effet de la corrosion sous contrainte sur la production du parc nucléaire) ayant entrainé des tensions sur le système électrique français et européen ainsi qu’une montée des prix sans précédent, l’année 2023 avait vu un retour à une situation plus favorable.
Les premiers mois de l’année 2024 se sont inscrits dans la continuité de l’évolution amorcée en 2023, avec une nette hausse de la production nucléaire, une production hydraulique au plus haut et une consommation encore faible. Ce nouvel équilibre, qui s’est dessiné au cours de l’année 2023, sera amené à évoluer dans les années à venir, selon la trajectoire de transformation du système énergétique nécessaire pour atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050.
La production d’électricité poursuit son rétablissement après les crises de 2020 et 2022 :
La production d’électricité en France a atteint son plus haut niveau depuis 2019, avec 272 TWh produits à mi-année.
La production hydraulique a été exceptionnellement haute au premier semestre. Elle est en progression de 37 % par rapport à l’an passé (+11,1 TWh) et de 13 % par rapport à la moyenne 2000-2020, en raison de conditions météorologiques particulièrement favorables.
La production nucléaire continue de remonter après l’épisode de corrosion sous contrainte. En hausse de 12 % par rapport à l’an passé (+19,1 TWh) à la même époque, mais toujours en retrait de 14 % par rapport à la moyenne 2000-2020.
La production renouvelable s’accroît progressivement, avec une production de 25,5 TWh pour l’éolien et de 11,4 TWh pour le solaire (qui a pour la première fois égalé la production thermique fossile).
La puissance maximale produite a atteint 18 GW le 22 février 2024 pour l’éolien terrestre et près de 15 GW le 10 mai 2024 pour le solaire.
(Ndlr – les parcs éoliens en mer du banc de Guérande n’est pas mentionné dans le résumé ni celui d’Ailes Marines à Saint-Brieuc.
La production thermique fossile au cours du premier semestre n’a jamais été aussi faible depuis les années 1950 : elle a représenté 11,5 TWh, soit une réduction de 54 % par rapport à la moyenne 2000-2020.
La consommation d’électricité demeure en retrait par rapport à ses niveaux d’avant crise.
La baisse de la consommation varie de -5 à -10 % selon les mois, en données corrigées des conditions météorologiques).
Ceci traduit la persistance de la dynamique baissière engagée depuis la fin des années 2010 (progrès d’efficacité énergétique) et accentuée par les crises de 2020 et surtout 2022 (sobriété et contraction de la demande par effet prix).
La volonté d’électrification, en substitution aux énergies fossiles, ne se traduit pas encore par des effets suffisamment importants pour contrebalancer cette tendance bien ancrée.
Le contexte d’offre plus abondante et de demande toujours faible conduit à un niveau très élevé de sécurité d’alimentation pour la période estivale et à des émissions de gaz à effet de serre particulièrement faibles pour le système électrique français.
Il conduit également à une augmentation des exports.
Au premier semestre 2024, la France a battu son record d’exportations nettes, avec 42 TWh nets (contre 13 TWh l’année dernière à la même période) vers les pays voisins. Un volume proche de la consommation annuelle d’un pays comme le Portugal.
Au cours du premier semestre, la France a été exportatrice nette tous les jours, même pendant l’hiver. Si cette tendance se poursuit au second semestre, le record d’export net annuel datant de 2002 (77 TWh) sera battu. Ces niveaux exceptionnels d’export ont été enregistrés alors même que la France engage un programme de renouvellement et de renforcement de son réseau pour atteindre les objectifs de transition énergétique européens et nationaux. Ce programme conduit à l’augmentation des travaux et des indisponibilités d’ouvrages électriques, et donc à augmenter les flux sur le reste du réseau. De plus, les échanges d’électricité entre le sud et le nord de l’Europe accentuent les transits sur le réseau français (notamment exports espagnols à destination des pays à l’est de la France).
Dans ce contexte, RTE a procédé à des réductions exceptionnelles d’exportations vers les pays à l’est de la France au cours des mois d’avril et mai. Ces mesures ont été activées après que l’ensemble des moyens conventionnels ont été mis en place et que des travaux de maintenance supplémentaires ont été déprogrammés.
Ces modifications n’ont eu qu’une faible influence sur les prix, qui s’expliquent au premier ordre par les fondamentaux technico-économiques de l’équilibre production-consommation et notamment par l’abondance et la compétitivité sur les marchés de gros de la production bas-carbone française.
De ce fait, les prix dans la zone France se situent désormais à un niveau faible par rapport à ceux des pays voisins :
Les prix spot ont retrouvé leurs niveaux d’avant crise (46 €/MWh en moyenne au cours du semestre), du fait notamment de la baisse des prix des commodités et du CO2 sur les marchés européens.
Les prix à terme (produit trimestriel T1 2025) ont été divisés par trois par rapport à ceux de l’hiver dernier et sont redevenus inférieurs aux prix allemands pour la première fois depuis le début de la crise énergétique.
Du fait de l’abondance de la production bas-carbone, d’une demande faible et de capacités d’export parfois saturées, concomitantes d’épisodes de forte production éolienne et solaire dans les pays voisins, les épisodes de prix négatifs ont fortement augmenté en France au cours du premier semestre (233 pas horaires négatifs constatés contre 53 au premier semestre 2023).
Dans la période transitoire où la production d’électricité décarbonée est abondante et où la consommation d’électricité demeure faible, il est important de disposer de capacités techniques pour gérer les surplus d’électricité et de règles de marché qui permettent de le faire.
Le développement des flexibilités de consommation et du stockage présente un intérêt renforcé. RTE a présenté dans le Bilan prévisionnel 2023 un « plan de passage à l’échelle » qui doit permettre de développer de manière accélérée ces moyens.
La manœuvrabilité du parc nucléaire a joué à plein au cours du printemps et contribué de manière essentielle à l’équilibre du système électrique en France. Tous les producteurs doivent être incités à pouvoir moduler à la baisse leur production en situation de prix négatifs. La généralisation du « complément de rémunération » plutôt que de « l’obligation d’achat » comme mode de soutien des énergies renouvelables y contribue.
En tant que responsable in fine de l’équilibre du système électrique, RTE peut être amené à modifier le programme de toutes les unités de production en temps réel, y compris renouvelables, conformément aux dispositions actuelles du code de l’énergie. Cette disposition a été activée au cours de l’été 2024, dans des conditions satisfaisantes : elle montre que les énergies renouvelables peuvent prendre leur part dans la gestion de la flexibilité en temps réel du système.
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