Winter 2024-2025 is expected to see an improved electrical system in France, with electricity consumption down by 6% compared to 2014-2019 levels, yet stable compared to 2023. Nuclear energy production is set to rise, while hydroelectric output is exceptionally high due to abundant rainfall. France’s electricity exports may reach 85 TWh, with a competitive low-carbon energy sector. Overall, the outlook for supply security is optimistic, with low risks of blackouts and a focus on promoting eco-friendly energy consumption.
Des Perspectives Favorables pour l’Hiver 2024-2025
Les prévisions pour le système électrique durant l’hiver 2024-2025 sont des plus prometteuses, selon Thomas Veyrenc, directeur général de la division finance du gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE). Les inquiétudes liées à un éventuel black-out, qui avaient préoccupé le secteur en 2022, appartiennent désormais au passé. Plusieurs facteurs expliquent cette évolution encourageante.
État de la Consommation et de la Production Électrique
En 2024, la consommation d’électricité, ajustée en fonction des variations climatiques, est en baisse d’environ 6 % par rapport à la moyenne de 2014-2019, mais reste équivalente à celle de 2023. Un point significatif relevé par RTE est que la consommation ne diminue plus ! Elle pourrait même avoir atteint un plateau, avec une possibilité d’augmentation due à la baisse des prix et aux nombreux projets dans les secteurs industriel et numérique, qui ont sécurisé leur accès au réseau. On observe aujourd’hui un changement d’usage en faveur de l’électricité, bien que le moment et le volume de cette évolution demeurent incertains.
Du côté de la production, l’énergie nucléaire affiche une tendance très positive, avec 47 gigawatts (GW) disponibles début novembre, soit 9 GW de plus que l’année précédente. Les effets de la crise de corrosion de stress de 2022 s’estompent. En plein hiver, RTE prévoit une disponibilité de 50 GW ; dans les années 2010, ce chiffre était de 55 GW, mais cela représente tout de même une amélioration par rapport aux deux dernières années. La production hydroélectrique est « exceptionnellement élevée » grâce à des précipitations abondantes, atteignant 62 térawattheures (TWh) en octobre, soit une hausse de 40 % par rapport à l’année précédente, contrastant avec 2022, l’année la plus sèche. Le record de 75 TWh établi en 2013 semble à portée de main, les stocks hydrauliques étant très élevés. Les énergies éolienne et solaire continuent de se développer, avec l’ajout de nouvelles capacités de 1 GW et 4 GW respectivement en 2024, sans oublier les 1,5 GW d’équipements offshore lancés cette année à Fécamp et Saint-Brieuc.
En conséquence, la France bat tous ses records d’exportation, qui devraient atteindre environ 85 TWh, sous réserve des conditions météorologiques. RTE se conforme aux 90 TWh annoncés par EDF la semaine dernière. Les bénéfices devraient s’élever à plusieurs milliards d’euros, mais le chiffre exact sera connu en février. « Ces exportations ont une valeur significative pour notre balance commerciale, sans compenser nos importations de pétrole et de gaz », souligne Thomas Veyrenc. « La production française à faible émission de carbone est très compétitive. Dès qu’elle est disponible, elle est sollicitée. »
Concernant d’autres moyens de production, la situation est également favorable, que ce soit pour les centrales à gaz, qui disposent de stocks bien remplis, ou pour les deux centrales à charbon, qui sont très peu utilisées – représentant moins de 0,2 % de la production électrique en France. « Les producteurs décident de produire en fonction des prix du marché. Hier, ils n’ont pas été sollicités par RTE (le système électrique français n’en avait pas besoin) », précise Thomas Veyrenc. La centrale de Saint-Avold a donc été mise en marche le 12 novembre uniquement par opportunisme de marché.
Au cours de la journée, les prix spot en Allemagne ont fortement augmenté sur le marché, atteignant un pic de 317 euros par MW, plus de 2,5 fois le prix français au même moment. « Dans de grands volumes, la production d’électricité française s’est déjà éloignée du charbon. Globalement, lorsque les prix du marché spot sont élevés, les producteurs ont tout intérêt à produire », explique Thomas Veyrenc. La France peut également importer de l’électricité à bas prix d’Espagne, qui est ensuite revendue dans les pays d’Europe du Nord.
Les centrales à gaz pourraient également être davantage sollicitées, en fonction de la demande française mais aussi européenne. « Le système électrique fonctionne déjà à l’échelle européenne. Ces centrales opèrent plusieurs heures par jour, même en l’absence de tension, simplement parce que leur coût de production est compétitif », ajoute Jean Paul Roubin, directeur des opérations chez RTE.
Le risque pour la sécurité de l’approvisionnement est donc « très faible ». Il nécessiterait une conjonction d’éléments hautement défavorables pour que la situation change. Même si aucun risque n’est nul, le ton est optimiste. L’ère des écowatts rouges est bel et bien révolue. Néanmoins, le système Ecowatt reste en place pour anticiper d’éventuels risques de coupure d’électricité, se concentrant désormais sur le signal des « heures vertes + décarbonisées », afin d’encourager les consommateurs à ajuster leur utilisation durant les heures où « la production d’électricité engagée en France n’émet pas de gaz à effet de serre ». En outre, il y aura toujours des jours Tempo rouges pour les abonnés Tempo.