Ce résultat est en amélioration de 7 milliards d’euros par rapport à celui de 2013, alors que celui de 2013 était lui aussi en amélioration de plus de 6 milliards d’euros par rapport à celui de  2012 (TAB.I)

Cette progression du solde ne provient pas d’un progrès dans les exportations qui son restées quasiment étales entre 2013 et 2014 autour des 437 milliards d’euros, mais il provient de la baisse des importations expliquée pour l’essentiel par la baisse de la facture énergétique.

A partir du cumul des nomenclatures publiées par les douanes et qui ne comportent pas les échanges de matériels militaires, les soldes exportateurs sont alors plus négatifs (TAB.II)  mais les progrès annuels de 7 milliards d’euros durant ces dernières années y sont retrouvés avec respectivement de 2011 à 2014 des soldes déficitaires de 91, 84, 77 et 70 milliards d’euros.

Ces données montrent que la France, depuis plus de dix ans, consomme plus de biens qu’elle n’en produit (le dernier solde exportateur positif remonte à 2002) ,  mais qu’après un maximum de ce déséquilibre observé en 2011, le bilan exportateur du commerce extérieur bien qu’encore fortement négatif, évolue depuis trois ans dans la bonne direction grâce en particulier à la baisse des importations et une certaine stabilité des exportations, à euros courants. 

Un examen plus détaillé de la facture énergétique montre qu’elle joue un rôle majeur dans cette baisse récente des importations de notre pays (TAB.III).

J’ai relevé, au sein de la nomenclature des douanes françaises, un certain nombre de lignes qui représentaient des énergies primaires (charbon, gaz naturel, pétrole, combustibles nucléaires), les produits issus du raffinage du pétrole dont les importations complètent les insuffisantes productions du raffinage local, un vecteur d’énergie: l’électricité ainsi que certains produits comme l’aluminium ou les engrais et composés azotés, comme l’urée, dont l’élaboration est particulièrement énergivore.

Le solde négatif de cet indicateur des échanges énergétiques a affiché son amplitude maximale en 2012 avec un déficit de près de 75 milliards d’euros, il est revenu à 60 milliards d’euros en 2014, affichant un superbe retrait de 11 milliards d’euros par rapport à celui de 2013. Ce sont essentiellement les réductions en volumes et en prix des importations de gaz naturel, de pétrole et autres produits pétroliers qui expliquent pour 90% la performance. Il est également possible de noter la croissance du solde positif des exportations d’électricité, la France, favorisée par un hiver clément, au sein du réseau ouest-européen interconnecté, a pu jouer à fond son rôle indispensable de fournisseur d’énergie électrique de base.

Une donnée importante: malgré une consommation stable de carburants (essence, gazole et kérosène) les flux de consommations françaises en volumes de produits pétroliers en Octobre  2014 moyennées sur 12 mois glissants étaient en baisse de 4% selon l’IEA (FIG.I, courbe rouge). Baisse en volume des consommations qui participe à la réduction en euros des importations de produits pétroliers.

En conclusion il est possible d’affirmer aujourd’hui que la baisse des prix des ressources énergétiques primaires, plus ou moins indexées sur le prix du baril de pétrole, et que la baisse continue des consommations françaises de produits pétroliers participent ensemble à la réduction du solde négatif des échanges de produits de la France. Compte tenu du maintient de prix bas du baril de pétrole observé en ce début 2015, ce phénomène de réduction du solde annuel défavorable des échanges devrait se poursuivre durant 2015, au moins jusqu’au mois de Juillet.

Après, tout dépendra d’un redressement éventuel des cours du brut, largement lié aux paramètres géopolitiques et à un hypothétique mouvement de baisse des cours du dollar vis à vis des autres monnaies qui inciterait les acteurs de marché à des achats de couverture de pétrole papier.

Par Raymond Bonnaterre

La France s’enlise depuis deux ans dans les méandres politiques de la fameuse « transition énergétique » à horizon 2025. Et le champion du nucléaire AREVA pourrait annoncer plus de 3 milliards de pertes en 2014 en bonne partie à cause de l’EPR Finlandais. Pendant ce temps là, à Dubaï, au bord du Golfe Persique, un contrat portant sur une centrale photovoltaïque (PV) de 200 MW a été signé entre le Saoudien ACWA Power et la DEWA (Dubai Electricity and Water Authority) sur la base d’un prix de 5,84 US cents le kWh (5,2 c€/kWh). Soit 30% de moins que le prix de l’électricité obtenue à partir du gaz naturel dans ce pays.

D’autres contrats solaires PV aux USA (au Texas), en Afrique du sud, en Chine, en Inde (Andhra Pradesh) et au Brésil ont été signés récemment à des prix inférieurs à 8 cents le kWh. Ceci sans aucune subvention.

Il était objectivement coûteux il y a encore 5 ans, mais aujourd’hui le solaire PV est devenu très bon marché. L’important effort financier consenti par des pays comme l’Allemagne a permis la création d’un marché mondial, de stimuler en particulier l’industrie Asiatique, et ainsi de faire baisser massivement les coûts.

Un sérieux problème demeure: le solaire photovoltaïque ne produit de l’électricité que quand il fait jour. Avec le solaire CSP (Concentrated Solar Power), atout majeur, la chaleur obtenue par concentration de l’énergie solaire est stockable dans des cuves dédiées remplies de sels fondus et qui fonctionnent comme de gros thermos à café. La production électrique peut ainsi être différée. L’électricité solaire devient alors disponible en soirée ou durant la nuit si nécessaire.

Mais le CSP est deux à trois fois plus coûteux que le PV : le prix le plus bas du monde pour cette technologie, 12,4 cents par kWh, a été retenu début janvier 2015 dans le cadre d’un contrat entre le South Africa Department of Energy et le consortium ACWA-SolarReserve à propos du projet Redstone, centrale thermosolaire de 100 MW et qui permet 12 heures de stockage. Au Maroc, pour le projet Noor Ouarzazate, le prix a été fixé autour de 15 cents.

La symbiose PV + CSP, clé de la compétitivité du solaire face aux énergies sales

Bénéficier à la fois des avantages du solaire PV et CSP, c’est possible. Un système moitié PV moitié CSP permet théoriquement d’obtenir un kWh moyen coûtant entre 9 et 11 cents et disponible 24H/24. L’électricité PV est consommée en direct durant la journée tandis que l’électricité CSP est délivrée quand la production PV devient insuffisante ou nulle (durant la nuit). Le PV fait baisser les coûts et le CSP permet le stockage. Cette approche synergique est notamment encouragée par les experts de la division EnR de l’Agence Internationale de l’Energie. « Nous cherchons à intégrer solaire PV et CSP » a déclaré Paddy Padmanathan, PDG d’ACWA Power, lors du World Future Energy Summit qui a eu lieu à Abu Dhabi du 18 au 21 janvier 2015.

A présent l’espagnol Abengoa et le Californien SolarReserve associent également PV et CSP dans leurs projets. A l’occasion de la conférence INDIASOL 2014 qui a eu lieu les 8 et 9 octobre 2014 à New Delhi, Jose Manuel Millan Parellada, responsable du Développement du Business chez SolarReserve, a présenté l’intérêt de combiner PV et CSP pour offrir de l’électricité à la fois bon marché et disponible 24H24, y compris dans le cadre d’une approche OffGrid qui intéresse notamment l’industrie minière. En Afrique du sud la centrale CSP Redstone sera construite juste à côté des centrales photovoltaïques Lesendi (75 MW) et Jasper (96MW). SolarReserve a également monté un projet CSP-PV dans le nord du Chili pour fournir de l’électricité à une compagnie minière. Les mines sont bien souvent éloignées des réseaux électriques et consomment beaucoup d’énergie, d’où l’intérêt des solutions à base de ressources renouvelables disponibles en abondance localement. Selon Kevin Smith, PDG de SolarReserve, « nous avons configuré une centrale hybride CSP-PV avec 100 MW de CSP, 14 heures de stockages à base de sels fondus, et 75 MW de PV. Cette configuration est vraiment un générateur d’électricité en base (baseload generator), il délivre 100 MW ou davantage pour environ 90% des heures de l’année. L’aspect « renouvelable » de ce projet n’est pas important pour notre client, tout est basé sur les aspects économiques ». Pour les 10% d’heures où la production solaire est inférieure à 100 MW, comme le rappelle Jose Manuel Millan Parellada, un appoint à base de combustibles fossiles ou biomasse (par exemple du biodiesel) est possible pour faire fonctionner la turbine à vapeur de la centrale CSP. Depuis mars 2014 SolarReserve a commencé des négociations « avec des mines de fer, de cuivre, d’or, d’argent et d’uranium en Australie, au Chili, au Mexique, en Afrique du sud, en Arabie Saoudite et aux USA » a indiqué Kevin Smith au média Canadien spécialisé EnergyAndMines. Quant les industries minières produisent leur propre électricité à partir de générateurs diesel isolés, le coût du kWh est d’environ 30 cents.

De son côté Abengoa construit actuellement au Chili deux centrales CSP de 110 MW avec une capacité de 24 heures de stockage, en association avec une centrale photovoltaïque de 100 MW (projets Atacama 1 et 2). Le tout pour un prix de 11,5 cents le kWh. Dans cette région du nord du Chili le prix moyen de l’électricité sur le marché spot, principalement à base de charbon et de gaz, est de 15 cents. Le solaire est donc très compétitif.

Selon la cour des comptes le coût de production du kWh nucléaire historique Français déjà amorti est de 5,98 c€ (6,75 cents), un coût qui ne fait que monter année après année. En Grande-Bretagne, le tarif d’achat du MWh de la centrale nucléaire EPR Hinkley Point C a été fixé à £92.5 (14,1 cents le kWh), ce qui est bien supérieur au prix du kWh solaire PV qui a été fixé à Dubaï a osé remarquer Mark Lewis, expert de Kepler Chevreux, dans le cadre d’une interview pour RenewEconomy, média Australien spécialisé. L’Egypte vient de signer le 10 février 2015 un accord préliminaire avec la Russie pour la construction de la première centrale nucléaire du pays. Ceci alors que l’Egypte jouit d’une insolation solaire équivalente à celle des Emirats. Poutine a offert à son homologue Egyptien Al-Sissi une Kalachnikov AK-47 à l’occasion de cette signature, rappelant ainsi le lien fort entre nucléaire civil et nucléaire militaire. Le programme nucléaire iranien est par exemple un programme présenté comme civil mais à finalité également militaire. Le programme nucléaire civil Français s’inscrit lui-même dans la continuité d’un programme nucléaire militaire initié suite à la seconde guerre mondiale.

Selon ACWA Power le coût du kWh solaire PV va tomber à 4 cents d’ici quelques années, et celui du CSP à 9 cents. Autrement dit le coût moyen du système symbiotique CSP-PV sera de 6,5 cents, et ainsi proche de celui du nucléaire historique en France. Et deux fois inférieur à celui du nucléaire EPR. ACWA Power a d’ailleurs proposé à Dubaï un tarif de 5,4 cents le kWh (au lieu de 5,84 cents) dans l’hypothèse d’un élargissement du projet à 1000 MW de PV au lieu des 200 MW du contrat de référence.

Une troisième technologie, le CPV (Concentrated PhotoVoltaics), pourrait devenir aussi bon marché que le PV d’ici 2025-2030 selon une étude récente de l’institut Fraunhofer. Elle est aujourd’hui environ 50% plus coûteuse. Son intérêt est de réduire considérablement la quantité de cellules photovoltaïques nécessaires grâce à un système de miroirs concentrateurs. Ces cellules doivent cependant être adaptées à des températures élevées. Le CPV a permis d’atteindre une efficacité énergétique de 46% (cellule), record mondial. Dans les années qui viennent, il est fort probable qu’émergent des projets hybrides CSP-CPV.

L’électricité produite dans les régions fortement ensoleillées de la planète peut être exportée par câble HVDC vers les régions à forte demande électrique.

Thermique, gravitaire ou électro-chimique : il y a pléthore de solutions de stockage

Durant les longues périodes nuageuses les turbines des centrales CSP peuvent être alimentées par de la vapeur obtenue en brûlant des combustibles fossiles ou de la biomasse, ce qui garanti une production continue, indépendamment de la météo, et également une température optimale au niveau de l’efficacité de la conversion électrique. « Termosolar Borges » est la première centrale électrique du monde à avoir couplé solaire et biomasse. Elle est entrée en fonctionnement en décembre 2012 à Lleida en Catalogne et a une puissance de 22,5 MW. En Inde le CSTEP (Center for Study of Science, Technology and Policy) a annoncé fin 2014 la construction dans un village de l’état de Bihar, à la frontière du Népal, d’une centrale du même type, baptisée « SCOPEBI », et d’une puissance de 3 MW.

Dans le futur la baisse du coût des batteries lithium, notamment grâce au développement de la mobilité électrique, permettra probablement aux centrales PV de se passer de leur association avec les centrales CSP à stockage thermique et des contraintes inhérentes à cette technologie: il faut notamment un ciel très propre pour que l’insolation directe puisse être réfléchie avec précision par les miroirs, contrairement au PV qui fonctionne tout autant avec l’insolation directe qu’indirecte. A Hawaï et en Australie, comme le souligne le Rocky Mountain Institute d’Amory Lovins, le solaire PV + stockage est dès aujourd’hui compétitif avec l’électricité du réseau. Les avis des experts (BNEF, Navigant, AIE etc.) divergent concernant la cinétique de la baisse du coût des batteries dans les 5 à 10 ans à venir. La GigaFactory de Tesla actuellement en construction dans le Nevada commencera à délivrer des batteries dès 2016. Les super-condensateurs, y compris à base de graphène, n’ont d’ailleurs pas dit leur dernier mot.

Une autre approche est actuellement en cours au Chili : coupler une centrale PV de 600 MW à une STEP à eau de mer de 300 MW. Il s’agit de stockage gravitaire, l’eau de mer est pompée vers un bassin perché en altitude quand l’électricité solaire est abondante, et est redirigée vers la mer dans le cas inverse, ce qui permet de produire de l’électricité comme avec les centrales hydroélectriques classiques. Sur l’île d’El Hierro (Canaries), c’est un parc éolien qui a été couplé à une STEP. L’efficacité d’un cycle de pompage-turbinage est de l’ordre de 80%, ce qui est très bon. Le coût du kWh global obtenu, annoncé par l’entreprise Chilienne Valhalla Energy à 10 cents, est cohérent avec les analyses des experts du stockage gravitaire et du solaire PV.

Le disque terrestre intercepte une puissance solaire de 175 millions de GW. Soit l’équivalent de celle délivrée par 106 millions de réacteurs EPR de 1650 MW pièce. Et 2,7 millions de fois la puissance électro-nucléaire totale installée en France (63,5 GW), le second pays le plus peuplé de l’Union Européenne. Puisse Râ, dieu du Soleil dessiné dans toutes les pyramides d’Egypte, illuminer l’esprit du président Al-Sissi.

Olivier Daniélo

En raison de l’indexation partielle du prix du gaz sur les prix pétroliers, celui-ci devrait continuer sa baisse sur le marché spot. Cela, grâce à une baisse majeure du prix du baril ces derniers mois. Malgré cela, avec une hypothèse d’un baril de pétrole à 60 $ en 2015, le gaz restera non compétitif face au charbon. 

Pour inverser la tendance, il faudrait un doublement du prix du charbon, assure IFP Energies Nouvelles. Dans cette perspective, le charbon devrait atteindre 100 $/tonne, alors que son prix actuel est de 50$/t et que l’on s’attend à un prix moyen en 2015 de 60 $/t. Sinon, il faudrait agir sur le prix du CO2 pour qu’il atteigne 30 €/t, contre 7€/t actuellement, soit une multiplication par 4. « On est très loin de cela en Europe », réagit Olivier Appert.

Il faut également préciser qu’en 2014, la crise Ukrainienne n’a pas eu d’impact majeur sur les prix du gaz, mais rien n’est acquis pour 2015. D’autant plus que la sortie de crise apparait de plus en plus compliquée.

Les pays peuvent-ils favoriser la compétitivité du gaz ?

En 2014, le Royaume-Uni a instauré un mécanisme complémentaire au prix du CO2. Ce mécanisme atteindra 18 livres la tonne, soit 23 €/t en avril 2015. « Ce niveau sera vraisemblablement suffisant pour permettre au gaz d’être concurrentiel dans ce pays », prévient Olivier Appert. Avec un peu de volonté politique, il est donc possible de réagir et le charbon ne remplace pas fatalement le gaz, malgré son faible prix à la tonne.

Le gaz de schistes américain est-il toujours aussi compétitif ?

Suite au boom de la production de gaz de schistes, les États-Unis vont se lancer dans l’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) vers l’Europe et la Chine. Les premières exportations devraient commencer début 2016. Dans cette perspective, quel serait l’impact d’une baisse du prix du gaz sur la compétitivité du GNL américain ? Quel doit être le prix de livraison du gaz vers l’Asie et l’Europe, comparé au prix qui prévaut dans ces deux régions? 

Avec un prix du baril à 60 $, le prix du gaz tournerait autour de 9$/Mtu en Asie et de 7$/Mbtu en Europe en 2015. « Dans cet environnement, il faut un prix de 3 $/Mbtu maximum aux Etats-Unis pour rester compétitif », analyse Olivier Appert. « C’est le prix attendu sur le marché américain en 2015, mais depuis 2009, le prix a été à certains moments un peu supérieur, jusu’à 4$/Mbtu. La rentabilité des puits américain est donc devenu un peu plus incertain dans le contexte actuel », poursuit-il. La baisse du prix du baril de pétrole a engendré des baisses d’investissements dans les puits de pétrole de schistes aux Etats-Unis. Certains projets dans le gaz pourraient  aussi être reportés, faute de rentabilité.

Par Matthieu Combe

« Une demande dont la croissance reste modérée et une offre qui continue de croître à un rythme soutenu ont modifié l’équilibre du marché », insiste Olivier Appert, Président d’IFP Energies Nouvelles. « Sur les 4 trimestres de 2014, la production pétrolière mondiale a systématiquement excédé la demande de 0,5 à 1 million de barils jours et, en 2015, on estime que l’offre sera en excédent de l’ordre de 2 millions de barils jours sur le 1er semestre et de 1 million de barils jours sur le 2e semestre », résume-t-il.

«On peut estimer qu’un prix d’équilibre en 2015 pourrait se situer entre 50 à 70 $ par baril pour écouler les excédents et équilibrer l’offre et la demande », prévient-il. Cette perspective engendre des pertes financières importantes pour les compagnies pétrolières, les pays producteurs et engendre un stockage considérable.

L’OPEP ne veut pas prendre à sa charge la baisse de production

L’excès de l’offre provient essentiellement des pays non membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP). « La production des pays non membres de l’OPEP depuis 2010 s’est accrue deux fois plus vite que celle des pays de l’OPEP, particulièrement tirée par le développement des pétroles de schistes ou Light Tight Oil aux Etats-Unis », nous éclaire Olivier Appert. 

Dans ce cadre, l’OPEP a annoncé le 27 novembre 2014 qu’elle refusait de baisser sa production. Les 12 membres de l’Organisation envoient ainsi un message clair : ils ne laisseront pas leurs parts de marché à leurs concurrents (notamment la Russie, les Etats-Unis et le Brésil) quitte à engendrer une baisse de prix significative du baril sur le marché. Pourquoi baisseraient-ils leur production si les autres acteurs ne le font pas ?

Un bras de fer s’ouvre alors entre l’OPEP, menée par l’Arabie Saoudite, et les autres pays pour que tous les acteurs prennent en charge leur part dans la baisse de production. « Ils vont réussir à tuer le LTO aux Etats-Unis et ils savent que Barack Obama va faire pression sur les producteurs américains pour qu’ils diminuent leur production », analyse Olivier Appert. S’ils y arrivent, « le marché rebondira, comme cela a été le cas en 1987, en 99-2000 ou en 2009 », prévoit-il. Sinon, la situation pourrait devenir compliquée pour tous les acteurs.

Le pétrole de schiste, premier menacé ?

L’institut français des relations internationales rappelle que pour le pétrole de schiste, « la production est caractérisée par un déclin très rapide de la production initiale par puits (entre 60 et 90 % la première année), qui requiert des investissements en continu dans de nouveaux puits pour maintenir/accroître la production ». Et précise que « ce déclin très rapide induit une forte dépendance des projets au prix du brut de la première année de production, contrairement aux pétroles conventionnels, dont l’économie est fondée sur des durées beaucoup plus longues ». Ainsi, la chute des prix du baril entraîne une baisse importantes des investissements et fait craindre une chute de la production. 

La baisse des prix a déjà engendré une baisse des demandes de permis de forages aux Etats-Unis, notamment au Texas et dans le Dakota du Nord. On constate ainsi une véritable réduction des investissements qui peut atteint entre – 10 % et  – 50 % pour les pétroliers indépendants les plus touchés. « Les effets sur la production des LTO dont le développement de la production nécessite d’investir très régulièrement dans de nouveaux puits pourrait se faire sentir d’ici le mois de Juin », assure Olivier Appert.

La valeur en bourse de nombreuses compagnies et entreprises parapétrolières est d’ores et déjà fortement impactée. « La baisse de la valeur en bourse de nombreuses sociétés crée un climat propice à des achats ou regroupement dont les annonces pourraient bientôt se succéder au cours des prochains mois », prévient Olivier Appert.

Néanmoins, pour le moment, les pétroles de schistes américains ne semblent pas menacés sur le court-terme. « On peut estimer qu’une baisse des investissements de 20 à 40 % en 2015 sur ce type de ressources limiterait la production en 2015 entre 4,2 et 4,9 millions de barils par jour, soit un niveau comparable à 2014, mais inférieure aux prévisions de 5 millions de barils par jour », affirme Olivier Appert. 

On s’aperçoit que même si les prix et les investissements baissent, la production se maintient , car les progrès techniques ont conduit à une baisse des coûts de production entre 20 % et 40 % en 5 ans. « Le business model des LTO aux Etats-Unis est une séance expérimentale, personne n’a d’idées sur la résilience du système », reconnait le Président d’IFP Energies Nouvelles.

Les coûts de production varient considérablement selon les puits, en fonction des propriétés géologiques, de 25 $/baril jusqu’à 80 $/baril. « Mais quelle est la part de la production américaine qui reste compétitive, avec un coût de production inférieur à 50 $/baril? Je crois qu’aujourd’hui personne ne le sait réellement », prévient Olivier Appert.

Les pays producteurs en pâtissent, les pays consommateurs jubilent

La baisse du prix du brut engendre également des difficultés budgétaires et économiques pour les pays producteurs. Avec un prix plus faible, les budgets de ces états ne sont plus à l’équilibre. Pour certains, la situation peut même rapidement devenir critique. «Pour un pétrole  à 60 $, les pertes de revenus se situent à 2,7 % de PIB pour les pays exportateurs, mais cela peut aller jusqu’à 10 % de PIB pour certains pays du Moyen-Orient», assure Olivier Appert. 

En Russie, avec prix à 60 $/baril sur l’ensemble de 2015, les pertes sur les exportations de pétrole et de gaz, atteindraient près de 150 milliards de dollars, soit une baisse équivalente à 7% du PIB national. De plus, le rouble connait actuellement une dépréciation considérable, entraînant une baisse supplémentaire de l’activité économique du pays. 

A l’opposé, les pays consommateurs bénéficient de la situation. En moyenne, le gain est estimé à 1 % de PIB pour l’ensemble des pays importateurs et pourrait atteindre jusqu’à 1,6 % pour le Japon. En France, la facture pétrolière et gazière devrait baisser de 15 milliards d’euros en 2015, soit 0,7 % du PIB (si le prix du baril de pétrole tourne autour de 60 $ et le gaz à 7 $/MBtu). « Notre facture énergétique resterait néanmoins déficitaire à hauteur de 48 milliards d’euros », rappelle Olivier Appert. La nécessité d’assurer notre transition énergétique n’est donc heureusement pas remise en cause par cette situation !

Par Matthieu Combe, journaliste scientifique

En 2014, la production nette d’électricité atteint 540,6 térawattheures (TWh), soit une baisse de 1,8 % par rapport à 2013. Mais la consommation française baisse davantage, – 6 % entre 2013 et 2014, passant à 465,3 TWh. C’est le plus faible niveau de consommation mesuré depuis 2002 ! Avec une consommation plus faible, due principalement à une météo extrêmement clémente, cela a permis de booster notre solde exportateur vers les autres pays européens, à hauteur de 65,1 TWh, contre 47,2 TWh en 2013.

Après correction des aléas météorologiques, la consommation française pour 2014 s’établit à 474,1 TWh, en baisse de 0,4 % par rapport à 2013. Les mesures d’efficacité énergétique sur les équipements et bâtiments, ainsi que la baisse de la part de marché du chauffage électrique dans le bâtiment neuf suite à l’application de la Règlementatin Thermique 2012 commencent donc à montrer quelques résultats.

Recul du charbon et du gaz

Fin 2014,  les capacités installées de centrales thermiques utilisant des combustibles fossiles (charbon, fioul et gaz) sélèvaient à 24,4 gigawatts (GW) pour une production de 27 TWh. Elles étaient respectivement de 25,6 GW et 44,7 TWh fin 2013. Entre 2013 et 2014, le parc de production installé en France a perdu 1,2 GW de centrales au charbon, 65 mégawatts (MW) de fioul et gagné 9 MW de gaz.

Entre 2013 et 2014, si les centrales thermiques  utilisant des combustibles fossiles n’ont perdu que 5 % de puissance installée, leur production a baissée de 39,6 %. Alors que le recours au charbon avait augmenté de 14% en 2013, la production des centrales au charbon a diminué de 58,2 % en 2014. Du côté du gaz, la production baisse encore de 28,2 % en 2014, la baisse précédente étant de 18,9 %. La production des centrales au fioul a aussi baissé de 10,5 % en 2014, amplifiant la baisse de 19,2 % déjà observée en 2013. En 2014, ces centrales thermiques à combustible fossile n’ont assuré que 5 % de la production d’électricité française.

Selon RTE, la baisse considérable du recours au charbon s’explique par la fermeture de nombreuses centrales, pour respecter la réglementation européenne en matière d’émissions de CO2 entrée en vifueur au 31 décembre 2014. Mais ce sont surtout les conditions météorologiques clémentes qui expliquent la baisse considérable d’utilisation des combustibles fossiles. En absence de températures froides prolongées, les centrales thermiques n’ont pas été appelées. Cela se vérifie par le pic de consommation de 2014 qui est le plus faible observé depuis 2004. Le maximum de consommation a été enregistré le 9 décembre à 19h, avec une puissance de 82,5 GW utilisée, contre 102,1 GW appelés le 18 février 2012 et 92,6 GW le 17 février 2013.Les émissions de CO2 ont ainsi connu une chute historique de 40 %, se portant à 19 millions de tonnes d’équivalent CO2.

Augmentation du nucléaire et des énergies renouvelables

Fin 2014, la puissance installée des centrales électriques françaises s’élevait à 128,9 GW, en hausse de 0,5 % par rapport à 2013. Le nucléaire représentait 63,1 GW de puissance installée, l’hydraulique 25,4 GW, l’éolien 9,1 GW, le photovoltaïque 5,3 GW et les autres sources d’énergies renouvelables 1,6 GW.

La production nucléaire est en forte reprise par rapport à 2013. La puissance installée du parc nucléaire est restée inchangée entre 2013 et 2014, mais les réacteurs ont assuré 77 % de la production d’électricité en 2014, contre 73,3 % en 2013. Leur production nette s’élève à 415,9 TWh en 2014, contre 403,7 TWh en 2013. La disponibilité du parc nucléaire s’est donc améliorée.

Alors que le projet de loi sur la transition énergétique va bientôt être examiné au Sénat, cette hausse de production d’électricité d’origine nucléaire doit être surveillée. Les programmations pluriannuelles des l’énergie devront notamment prendre en compte cette augmentation récente pour s’assurer du respect des engagements du projet de loi pour la transition énergétique. Selon cette loi, la part de l’électricité d’origine nucléaire doit passer à 50 % en 2025.

Parallèlement, on note une reprise du développement des filières éolienne et photovoltaïque par rapport aux cinq dernières années. En 2014, le parc a gagné 963 MW d’éolien, 926 MW de photovoltaïque et 92 MW d’autres énergies renouvelables. Ces niveaux s’éloignent des niveaux minimaux de développement observés en 2013 pour l’éolien (621 MW installés) et pour le photovoltaïque (646 MW installés). Mais avec un facteur de charge inférieur, le parc éolien ayant produit en moyenne à 22,6% de sa capacitté contre 23,2% fin 2013 et une production hydraulique en baisse de 9,7%, la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité atteint 18 %, contre 18,6 % en 2013. En revanche, la part issue de l’ensemble des sources d’énergies renouvelables atteint 19,5 %, de la consommation d’électricité française contre 19,3 % en 2013. Pour la première fois, la production des énergies renouvelables, hors hydraulique, devance la part de la production thermique fossile, avec 28 TWh d’électricité produite.

Quelle capacité pour quelle production?

Le nucléaire représente 49 % de la puissance installée du parc français, mais 77 % de l’électricité produite. Les systèmes thermiques à combustible fossile représentent 18,9 % du parc installé, mais seulement 5 % de la production. L’hydraulique représente 19,7 % du parc installé, mais 12,6 % de la production. Cette année, la disponibilité du parc nucléaire a été très bonne, alors que l’utilisation du parc thermique a été beaucoup plus faible pour les raisons que nous avons détaillées. Grâce à de bonnes précipitations, la production hydraulique est restée élevée, bien qu’en recul de 9,7 % par rapport à l’année dernière.

Lorsque l’on considère les énergies renouvelables intermittentes, les écarts entre puissance installée et production sont beaucoup plus importants. Si l’éolien représente 7,2 % de la puissance installée, le parc représente 3,1 % de la production d’électricité. Avec 4,1 % de la puissance installée, le parc photovoltaïque ne constitue que 1,1 % de la production.

Ce petit panorama montre l’importance du marché de capacité qui est en train d’être mis au point pour assurer l’équilibre offre-demande, même en cas d’hiver très rigoureux. Il devrait permettre de rémunérer les centrales thermiques indispensables à cet équilibre en période de pointe, même lorsqu’elles ne sont pas appelées pour éviter leur mise sous cocon par manque de rentabilité.

Par Matthieu Combe, journaliste scientifique

Vous aimeriez connaître en temps réel l’état du réseau d’électricité et du parc de production français ? Savoir si les éoliennes tournent ou si la neige empêche les panneaux solaires de produire ? C’est possible grâce à l’application Éco2mix de RTE, qui rend accessible les données au niveau national en temps réel. En fin de chaque mois, les données de chaque région sont mises à jour : consommation, production par type d’énergie et flux interrégionaux.

Avec son application, RTE veut sensibiliser les utilisateurs à la transition énergétique et démystifier le secteur. Éco2mix fournit ainsi également des chiffres clés pour mieux comprendre la transition énergétique : capacités du parc installé, production maximum et minimum de l’éolien et du solaire, ampleur des pics de consommation… 

Des analyses pour mieux comprendre le secteur électrique

Chaque mois, une analyse de la situation électrique française est mise en ligne. Elle revient sur les conditions météorologiques et économiques qui impactent la consommation, la production et les échanges. Elle analyse également les raisons des échanges transfrontaliers. 

Sur l’analyse du mois de Décembre 2014, on apprend, par exemple, que la France a maintenu une exportation élevée en Belgique en raison de l’indisponibilité du parc nucléaire belge et que le solde des échanges avec l’Allemagne reste importateur pour le quatrième mois consécutif ! Cela vous permettra de clouer le bec aux fervents du nucléaire qui affirment que l’Allemagne importe massivement l’électricité française  d’origine nucléaire pour assurer sa transition énergétique !

L’application éco2mix est disponible sur smartphones, tablettes et sur le site rte-france.com.

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Par Matthieu Combe, journaliste scientifique