Enerpresse

SOMMAIRE NUCLÉAIRE

États-Unis : Étude de surface et du sol pour le projet SMR de Nuscale de UAMPS.... 2 Japon : La mission de l’AIEA sur les rejets d’eau débutera le 14 février.............. 2

N°13011 – Lundi 14 février 2022 – 52e année

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Électricité : option réindustrialisation

J

eudi 10 février à Belfort, Emmanuel Macron a clôturé une séquence ouverte fin novembre 2018 concernant le secteur énergétique. Si l’objectif français à long terme est connu – neutralité carbone en 2050 –, l’évolution sur 30 ans du mix énergétique restait, politiquement, à arrêter.

C’est chose faite pour la composante électrique. Lors d’un discours soustitré « l’énergie sans carbone en 2050 », le président a annoncé des décisions qui doivent fixer un mix électrique associant nucléaire (existant et nouveau) et énergies renouvelables. Et l’Élysée a prévenu : il s’agit bien de décisions en tant que chef de l’État et non des propositions d’un candidat à l’élection présidentielle. Emmanuel Macron a donc acté la construction, par EDF, de six EPR2 selon le programme remis par le groupe en 2021. Le début de la construction du premier réacteur est prévu en 2028 pour une mise en service à l’horizon 2035. Le chef de l’État a également annoncé le lancement des études pour construire huit EPR2 supplémentaires (cf. p. 7).

25 GW de nouvelles capacités nucléaires seraient ainsi mises en service en 2050 en comptant également sur des SMR ou des réacteurs avancés – avec un premier prototype attendu en 2030. Toujours dans le nucléaire mais existant cette fois, l’objectif de fermer 12 réacteurs d’ici 2035 est abandonné. « Aucun réacteur nucléaire en état de produire ne sera fermé à l’avenir (...) sauf raison de sûreté », a déclaré le président, ajoutant avoir par ailleurs demandé à EDF « d’étudier les conditions de prolongation au-delà de 50 ans ». Du côté des énergies renouvelables, la priorité va au solaire et à l’éolien en mer, avec respectivement des capacités en 2050 de 100 GW (10 fois plus qu’aujourd’hui) et 40 GW. Pour l’éolien terrestre, le chef de l’État vise un doublement de la capacité installée, soit autour de 40 GW en 2050 alors que cet objectif devait être atteint en 2030.

Le programme dévoilé jeudi situe la trajectoire 2050 sur les scénarios N2 et N03 version réindustrialisation de RTE. Car le chef de l’État a également mis en avant la réindustrialisation, énergétique en citant les filières du solaire, des batteries électriques et de l’hydrogène, mais pas seulement. Si Emmanuel Macron fait le choix de garder à long terme du nucléaire dans le mix électrique, c’est que « ce serait faire un pari risqué aujourd’hui que de ne pas relancer » cette technologie, explique l’Élysée qui ajoute : « il y a trop d’incertitudes sur notre capacité à nous en passer », et pointe, au vu des travaux de RTE, « un risque extrêmement important » concernant le pilotage d’un système électrique 100 % renouvelable. Dans son discours, M. Macron a d’ailleurs souligné « l’impasse des stratégiques uniques », qu’elles soient ENR ou nucléaire. Le président a également évoqué la question de la sobriété et des économies d’énergie – à l’horizon 2050, la consommation d’énergie devra baisser de 40 % et la production d’électricité augmenter de 60 % –, qui forme le vaste chantier de la décarbonation du logement, de la mobilité et de l’industrie. Ici, son discours s’apparentait davantage à un bilan en annonçant toutefois qu’une planification sur le temps long allait être établie « dans les prochains mois ».

ÉLECTRICITÉ

Les prévisions de production nucléaire pour 2023 en baisse ........................................ 2 Le Conseil d’État remet en selle la centrale d’EDF en Guyane ........................ 3 Europe : Couplage des marchés : les opérateurs mettent en place un comité .... 3 ÉNERGIE

La hausse des prix de l’énergie plombe le déficit commercial 2021 ............................ 4 Haffner Energy annonce une introduction en bourse « réussie » ............. 4 Canada : Ballard teste une PAC alimentée en hydrogène liquide ................. 4 GAZ

TRV : baisse théorique au 1er mars .............. 5 ÉNERGIES RENOUVELABLES

Saint-Brieuc : deux associations en appellent à la Commission...................... 5 Belgique : Bonne année 2021 pour l’éolien en Wallonie, une dynamique à amplifier...... 5 RU : Les enchères pour les CfD auront désormais lieu chaque année....................... 6 CLIMAT

UE : ETS : le prix du carbone chute suite aux propositions du rapporteur ....... 6 GROS PLAN

Le nucléaire au cœur de la stratégie de Macron ...................................................7 à 8 DOCUMENTS

CGD - L’approvisionnement énergétique de la France (1/2) ............. 9 à 17

188,77 ¤ (par MWh)

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N°13011 LUNDI 14 FÉVRIER 2022

ACTUALITÉS ACTUALITÉS

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N°13011 Lundi 14 février 2022

NUCLÉAIRE

ÉTATS-UNIS

Étude de surface et du sol pour le projet SMR de Nuscale de UAMPS Lancées en août 2021, les études géotechniques détaillées de la surface et du sol, destinées à caractériser les propriétés géologiques du site du Carbon Free Power Project (CFPP), y compris les risques volcaniques et sismiques, ont été achevées en janvier dernier, a indiqué Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS) jeudi 3 février. C’est sur ce site du laboratoire national de l’Idaho que doit être construit un petit réacteur modulaire (SMR) équipé de modules développés par NuScale. Il sera composé de six module de 77 MW (rebaptisés VOYGR en décembre 2021 – cf. Enerpresse n°12964). D’après UAMPS, le premier module devrait être mis en service en 2029 et les autres en 2030. En octobre 2020, UAMPS a obtenu un financement à hauteur de 1,355 milliard de dollars (1,2 md¤) sur dix ans de la part du département américain de l’Énergie (DoE).

JAPON

La mission de l’AIEA sur les rejets d’eau débutera le 14 février Initialement prévue en fin d’année 2021, la mission du groupe de travail de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) visant à accompagner le Japon avant, pendant et après le rejet en mer des eaux traitées à Fukushima Daiichi débutera le 14 février pour une durée de 5 jours, a indiqué l’agence lundi 7 février. L’annonce de la volonté du Japon de rejeter les eaux traitées l’année dernière avait inquiété ses voisins, notamment la Corée du Sud (cf. Enerpresse n°12802) d’où l’importance de cette mission chargée d’apaiser les esprits en veillant à ce process se déroule conformément aux normes de sécurité internationales et sans nuire à la santé publique ou à l’environnement. La mission comprendra des discussions techniques à Tokyo et une visite sur le site de l’accident de 2011, où les membres du groupe de travail observeront la manipulation de l’eau maintenant stockée dans des réservoirs. Le directeur général de l’AIEA, Rafael Mariano Grossi, a souligné « l’énorme importance » des travaux du groupe de travail, affirmant que ses membres figuraient parmi les meilleurs scientifiques et experts mondiaux dans les domaines de la sûreté nucléaire et de la radioprotection. Utilisée en partie pour refroidir le combustible fondu du réacteur, l’eau de la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi est traitée par un procédé appelé ALPS (Advanced Liquid Processing System) pour éliminer les radionucléides à l’exception du tritium, puis stockée sur le site. La gestion durable de l’eau est essentielle pour poursuivre les progrès dans le démantèlement de la centrale, car les réservoirs contenant l’eau occupent une grande partie du site côtier dans l’est du Japon et approchent de leur pleine capacité, précise l’AIEA. ÉLECTRICITÉ

FRANCE

Les prévisions de production nucléaire pour 2023 en baisse Vendredi 11 février, EDF a revu à la baisse ses prévisions de production d’électricité nucléaire pour 2023. Celle-ci passe de 340-370 TWh à 300-330 TWh. Pour 2022, le groupe a abaissé en début de semaine son estimation de production à 295-315 TWh (cf. Enerpresse n°13008). L’électricien explique cette diminution en 2023 d’une part par « un programme industriel chargé, avec 43 arrêts de réacteurs

pour maintenance et contrôle, dont six visites décennales, auquel s’ajoutent quatre arrêts programmés démarrés en 2022 qui se poursuivront en 2023 ». À cela il faut ajouter le programme de

contrôles et de réparations des tuyauteries potentiellement concernées par des fissures liées à un phénomène de corrosion. Repéré fin 2021, le phénomène a été identifié sur cinq réacteurs (Civaux 1 et 2, Chooz 1 et 2 et Penly 1) sur lesquels des contrôles sont en cours. Des vérifications sont également

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ACTUALITÉS

prévues sur six autres réacteurs des paliers 900 MW et 1 300 MW, a annoncé EDF en début de semaine (cf. Enerpresse n°13009). En 2021, la production nucléaire française s’est établie à un peu plus de 360 TWh.

Le Conseil d’État remet en selle la centrale d’EDF en Guyane Le Conseil d’État a annulé jeudi 10 février à Paris la décision du tribunal administratif de Guyane qui avait suspendu en septembre 2021 l’autorisation environnementale accordée au projet controversé de centrale électrique d’EDF en Guyane, a rapporté l’AFP. Dans sa décision, le Conseil d’État a estimé qu’« aucune disposition législative » n’impose aux préfets « de prendre en compte l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre » pour la délivrance d’une autorisation environnementale, comme pour la construction d’une centrale électrique. Le 7 septembre 2021, le juge des référés du tribunal administratif de la Guyane, saisi par les associations France Nature Environnement et Guyane Nature Environnement avait émis « un doute sérieux sur la légalité du projet » de la centrale thermique d’EDF au Larivot, dont le recours, non écarté, aux énergies fossiles est très controversé. Le juge des référés de Guyane avait opposé « l’urgence climatique » et les objectifs nationaux de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) à l’autorisation environnementale accordée en octobre 2020 par le préfet de Guyane à EDF qui « prévoit l’usage du fioul domestique », très polluant, pour sa future centrale. « Si l’État et EDF ont fait valoir que la centrale fonctionnera dès 2024 à la biomasse liquide, ils n’ont pas été en mesure de prouver cette allégation », ajoutait le juge des référés. Pour le Conseil d’État, « il n’y a pas lieu de confronter directement » l’autorisation environnementale, qui avait reçu un avis défavorable de la commission d’enquête, « au code de l’énergie » qui fixe à la politique énergétique nationale l’objectif d’une réduction des émissions de GES. Le Conseil d’État a aussi écarté toute entorse à la loi Littoral de ce projet de la grande agglomération cayennaise, dans un secteur peu urbanisé de bord de mer. Dans un communiqué, le président de la collectivité territoriale de Guyane, Gabriel Serville, s’est dit jeudi « satisfait » de la décision. « Cette centrale, il faut la faire » avait soutenu récemment la ministre de la Transition écologique, Barbara Pompili, en déplacement en Guyane. (Avec AFP) EUROPE

Couplage des marchés : les opérateurs mettent en place un comité Avec la mise en place d’un comité de pilotage du couplage de marché (MCSC), les opérateurs de bourse (NEMO) et les gestionnaires de réseau de transport (GRT) annoncent « un renforcement significatif » de leur coopération concernant le couplage de marché journalier et infra-journalier. La première réunion de ce comité s’est tenu les 2 et 3 février, ont annoncé les opérateurs lundi 7 février. Elle fait suite à une nouvelle structure de gouvernance qui est entrée en vigueur le 14 janvier. « En intégrant la prise de décision pour les délais journalier et

infrajournalier, la nouvelle structure assurera une coordination accrue, favorisera l’efficacité et créera un processus plus rapide », ont expliqué les opérateurs. Par ailleurs, tous les NEMO

et les GRT ont décidé de commencer à mettre en œuvre, sur une base volontaire, certains des éléments constitutifs « les plus pertinents de leurs propositions » dans le cadre de la révision du code de réseau pour l’allocation des capacités et la gestion de la congestion (CACM). Les opérateurs ne sont pas en phase avec les modifications proposées par l’Agence européenne des régulateurs (ACER) notamment sur la gouvernance (cf. Enerpresse n°12977).

EN BREF __________________________________________________ POLOGNE Epex Spot et sa chambre de compensation European Commodity Clearing (ECC) ont annoncé jeudi 3 février le lancement des opérations infra-journalières sur le marché

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ACTUALITÉS

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polonais. La bourse européenne de l’électricité complète ainsi la gamme de produits en Pologne, après le lancement des contrats journaliers day-ahead en février 2021. ÉNERGIE

FRANCE

La hausse des prix de l’énergie plombe le déficit commercial 2021 Le déficit commercial pour 2021 a atteint son plus bas historique à 84,7 milliards d’euros, un recul « principalement tiré par l’énergie », ont indiqué les douanes mardi 8 février. C’est un recul de 20 mds¤ par rapport à 2020 dont 18 mds¤ liés à l’énergie. Le solde énergétique s’établit à - 43,1 mds¤, une baisse « intégralement due aux prix, le cours du pétrole s’étant apprécié de 63,7 % par rapport à 2020 », expliquent les douanes qui évoquent un « très fort rebond » des importations d’énergie (+ 75,2 %, après - 40,5 % en 2020). Celui-ci s’explique par l’augmentation en valeur des achats d’hydrocarbures. Les prix des importations d’énergie ont augmenté de 86 % sur l’année. Les exportations ont elles aussi fortement augmenté (+ 83 % en 2021 après -33 % en 2020) pour la même raison. Le prix de l’électricité a été multiplié par trois tandis que celui du pétrole a augmenté de 63,7 %. « Les ventes d’électricité se sont par

conséquent montrées particulièrement dynamiques en valeur, progressant de 219,2 % »,

soulignent les douanes.

Haffner Energy annonce une introduction en bourse « réussie » Haffner Energy a annoncé jeudi 10 février le « succès » de son introduction en bourse sur le marché Euronext Growth et une augmentation de capital de 66,7 millions d’euros incluant la prime d’émission. L’exercice partiel de la clause d’extension à hauteur de 5 M¤ porte la taille de l’offre à 71,7 M¤, indique la société dans un communiqué. Haffner Energy avait lancé cette opération le 31 janvier dernier avec pour objectif de lever 73 M¤ (cf. Enerpresse n°13003).

Le prix retenu est de 8 ¤, correspondant au bas de la fourchette indicative de prix de l’offre comprise entre 8 et 9,50 ¤. « Ce succès (…) malgré la volatilité affectant les marchés financiers,

illustre le vif intérêt des investisseurs, tant industriels que financiers, pour notre technologie de capture de carbone associé à la production d’hydrogène grâce à la biomasse inexploitée et abondante », ont commenté les dirigeants, dans le communiqué déjà cité. La capitalisation boursière de l’entreprise s’affiche à environ 358 M¤. Haffner Energy sera cotée pour la première fois le 15 février.

CANADA

Ballard teste une PAC alimentée en hydrogène liquide Ballard a annoncé mardi 1er février avoir testé « avec succès » l’usage d’une pile à combustible alimentée en hydrogène liquide. Pour cet essai, une pile à combustible Ballard FCmove-HD a été jumelée à un système de carburant pour véhicule à hydrogène liquide embarqué développé par la société Chart, indique l’industriel dans un communiqué.

L’hydrogène liquide présente des avantages considérables en matière de volume, de poids et d’autonomie par rapport à l’hydrogène gazeux, insiste Ballard. Son usage permet également de simplifier l’infrastructure de ravitaillement pour les applications de mobilité lourde. Le groupe Chart a développé une solution de stockage horizontal pour le H2L. La prochaine étape devra identifier les applications dans lesquelles l’hydrogène liquide dispose du potentiel pour des usages de mobilité longue distance : camions, autobus, véhicules off-road, trains et bateaux, ajoute Ballard. Chart Industries est un fournisseur de technologies pour le secteur de l’énergie, présent notamment sur la chaîne du GNL, le biogaz ou le CCS.

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ACTUALITÉS

GAZ

FRANCE

TRV : baisse théorique au 1er mars Les tarifs réglementés de vente (TRV) de gaz d’Engie, bloqués depuis novembre 2021, auraient dû baisser en moyenne au 1er mars de 17,4 % HT, soit 16,4 % TTC, selon les calculs de la CRE publiés jeudi 10 février. Sans le blocage tarifaire, le niveau moyen des TRV au 1er mars 2022 aurait été supérieur de 43,4 % HT, soit 39,2 % TTC par rapport au niveau en vigueur fixé au 1er octobre 2021. Il s’agit de la deuxième mais de la plus forte baisse théorique depuis le mois de novembre 2021. Les calculs avaient aussi indiqué une baisse des TRV au 1er janvier mais de seulement 3 % HT soit 2,8 % TTC. La CRE publie, chaque mois, les barèmes applicables pour les tarifs réglementés de vente de gaz naturel d’Engie, tenant compte des mesures exceptionnelles de gel prises par le gouvernement. Pour le mois de mars 2022, les tarifs applicables restent identiques à ceux en vigueur au 1er octobre 2021. ÉNERGIES RENOUVELABLES

FRANCE

Saint-Brieuc : deux associations en appellent à la Commission Deux associations portent plainte devant la Commission européenne contre le projet de parc éolien en mer de Saint-Brieuc. Dans un communiqué du mardi 8 février, Gardez les Caps et Sea Shepherd France, qui ont déjà porté plainte devant le Conseil d’État, estiment que le projet de 4500 MW porté par Ailes marines (Iberdrola) commet plusieurs infractions au droit européen : pollutions marines, dommages causés à l’environnement, absence d’évaluation environnementale préalable du périmètre, etc. Les associations pointent également un

« décalage entre le calendrier des travaux annoncés et les travaux effectivement réalisés ».

Démarré en mai 2021, le chantier s’est heurté à une forte opposition locale et à des difficultés techniques liées notamment à la dureté des sols. Avant sa suspension pour l’hiver, en novembre, le navire Aeolus a pu effectuer 19 forages et installer des pieux sur trois positions (cf. Enerpresse n°12942). Les travaux doivent reprendre en mars.

BELGIQUE

Bonne année 2021 pour l’éolien en Wallonie, une dynamique à amplifier La fédération belge des énergies renouvelables, Edora, a publié mercredi 9 février les données annuelles d’installations éoliennes en Wallonie : 34 mâts éoliens y ont été érigés en 2021 soit une capacité de 99 MW et proviennent de projets essentiellement octroyés sous la précédente législature. La puissance totale du parc éolien wallon s’élève désormais à 1 197 MW. « C’est seulement la seconde fois en 10 ans que la Wallonie atteint son objectif

annuel minimal d’installation de 100 MW, laissant apprécier le retard considérable accumulé sur sa feuille de route climatique », relève la fédération. L’activité de développement de projets en

Wallonie a quant à elle atteint un record (environ 3 GW de projets en cours) mais Edora s’inquiète de l’insécurité juridique de plus en plus marquée « illustrée par 483 MW de permis

éoliens octroyés et actuellement bloqués, généralement plusieurs années, au niveau du Conseil d’État par une poignée d’opposants ». En conséquence, elle demande d’instaurer au

plus vite un délai de rigueur de maximum 6 mois pour les recours en annulation au Conseil d’État. Autre requête, la nécessaire libération de l’interdiction d’installer des éoliennes dans certaines zones d’entraînement militaire mais aussi l’anticipation du repowering (remplacement de turbines en fin de vie) en simplifiant la procédure d’octroi de permis. Plus globalement, avec la mise en service de 206 MW en Flandres, la Belgique a installé 91 éoliennes

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ACTUALITÉS

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terrestres en 2021 soit 305 MW. L’ensemble du parc éolien belge affiche désormais une capacité de 5 003 MW (couvrant plus de 15 % de la consommation électrique belge) ROYAUME-UNI

Les enchères pour les CfD auront désormais lieu chaque année Le gouvernement britannique organisera maintenant ses appels d’offres de contrats pour différence (CfD) tous les ans et non tous les deux ans, a-t-il annoncé mercredi 9 février.

Cette nouvelle périodicité, qui correspond à une demande forte du secteur, s’appliquera à partir de la prochaine enchère, en mars 2023. Les CfD sont dotés de 285 millions de livres par an dont 200 M£ pour l’éolien en mer. Ce mécanisme de financement des énergies renouvelables a permis de faire baisser le prix de l’éolien en mer d’environ 65 % depuis les premiers appels d’offres, souligne le gouvernement. Le secteur de l’énergie dans son ensemble a unanimement salué la décision. « Nous devons construire 4 GW de nouvelles capacités

éoliennes en mer chaque année pour nous maintenir sur la trajectoire vers la neutralité carbone, ce qui signifie multiplier par quatre notre rythme actuel », a rappelé le directeur

de l’association RenewableUK Dan McGrail. Dans ce secteur, le Royaume-Uni veut disposer de 40 GW en 2030.

CLIMAT

UION EUROPÉENNE

ETS : le prix du carbone chute suite aux propositions du rapporteur Le rapporteur au Parlement européen sur la révision du système d’échange de quotas d’émissions (ETS), Peter Liese (PPE, conservateur) a fait savoir mercredi 9 février sur son site web qu’il préparait un amendement permettant des « interventions ciblées » sur le marché ETS afin de le rendre « plus prévisible et plus robuste contre les manipulations du marché ». Conséquence immédiate : si le prix du carbone dans l’UE a augmenté d’environ 150 % l’année dernière et, en début de semaine, a atteint le niveau record de 98,49 ¤ par tonne de CO2, ce dernier a chuté de plus de 5 % mercredi après-midi. « Je pourrais imaginer d’augmenter la transparence et la surveillance du marché

et de modifier l’article 29a qui permet à la Commission d’intervenir sur le marché, si l’augmentation des prix est trop forte », a indiqué l’eurodéputé allemand. Aux termes de cet article qui figure dans la

directive sur l’ETS sans jamais avoir été utilisé, Bruxelles peut intervenir sur le marché, si au cours d’une période de plus de six mois consécutifs, le prix des quotas d’émissions est plus de trois fois supérieur au prix moyen des quotas des deux années précédentes sur le marché européen. Les États membres pourraient également décider d’intervenir et de mettre aux enchères davantage de quotas pour augmenter l’offre et ainsi contribuer à faire baisser les prix.

Peter Liese n’a cependant pas fourni de détails supplémentaires sur cette proposition, qu’il prévoit de publier d’ici le 16 février, même devant ses collègues du Parlement européen, réunis jeudi 10 février pour un premier débat sur le projet de rapport de la révision de l’ETS, à laquelle le rapporteur propose pas moins de 86 amendements. Les discussions ont tourné autour de la très polémique création d’un nouveau marché carbone (ETS 2) couvrant les émissions de GES du transport routier et du chauffage des bâtiments. L’Allemand, favorable à cette initiative, propose par ailleurs d’élargir son champ d’application à tous les combustibles, tout en prévoyant une « clause d’exemption » jusqu’en 2027 pour les combustibles issus des ménages. Mais l’idée d’un ETS 2 semble avoir du plomb dans l’aile : les verts, socio-démocrates, libéraux, et la droite souverainiste s’y sont opposés, invoquant notamment les coûts pour les ménages défavorisés, alors que de nombreux États membres avaient déjà affiché leur rejet de cette proposition au sein du Conseil de l’UE. D’autres sujets restent ouverts, comme le calendrier de suppression des quotas d’émission gratuits, la façon d’utiliser les revenus issus de l’ETS, ou encore la création d’un fonds social pour le climat. En revanche, une majorité semble se constituer autour de l’élargissement de l’ETS au secteur maritime. (A. P.)

N°13011 LUNDI 14 FÉVRIER 2022

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GROS PLAN GROS PLAN

POLITIQUE

Le nucléaire au cœur de la stratégie de Macron Fin 2018, lors d’un discours fixant « la stratégie et la méthode » du gouvernement pour la transition écologique, Emmanuel Macron avait indiqué que « l’EPR doit faire partie du bouquet d’options technologiques pour demain ». Quatre ans plus tard, le Président a annoncé la construction de six réacteurs de ce type et le lancement des études sur huit unités supplémentaires. Tout en abandonnant l’objectif de fermer 12 réacteurs du parc existant d’ici 2035 (cf. Une).

« Je souhaite qu’aucun réacteur nucléaire en état de produire ne soit fermé à l’avenir (…) sauf si des raisons de sûreté s’imposaient. » Une phrase du discours prononcé jeudi 10 février à Belfort par le Président Emmanuel Macron qui biffe un précédent objectif de fermer 12 réacteurs d’ici 2035, objectif qui visait à abaisser à 50 % la part du nucléaire dans le mix électrique. Le chef de l’État explique ce revirement par « la hausse très importante de nos besoins électriques ». Depuis deux ans, l’évolution sur le moyen et long terme de la consommation d’électricité a changé de paradigme.

Selon l’un des six scénarios proposés par RTE à l’automne dernier, celui dit de « réindustralisation lourde », la consommation atteindrait entre 700 et 750 TWh en 2050, soit une hausse par rapport à aujourd’hui entre 30 et 40 %. Dès lors, Emmanuel Macron a indiqué que « nous devrons être en mesure de produire jusqu’à 60 % d’électricité en plus qu’aujourd’hui ».

Face à ces besoins, il a appelé à « développer massivement les énergies renouvelables tout simplement

parce que c’est le seul moyen de répondre à nos besoins immédiats en électricité, là où il faut 15 ans pour construire un réacteur nucléaire ». Mais sur cette question des ENR, le temps de développement est également trop long. Aussi Emmanuel Macron a-t-il annoncé le lancement d’« un travail de planification et de visibilité, de simplification du champ réglementaire et de pragmatisme local dans l’accompagnement des projets ». En 2050, 100 GW de solaire devront être en service, 40 GW d’éolien en mer et 40 GW d’éolien terrestre, selon les objectifs fixés par le chef de l’État. Sur cette dernière technologie, il a souligné la nécessité de construire « une planification territoriale du déploiement de l’éolien » via un changement de méthode « en concertant mieux, en faisant confiance à nos élus ».

Concernant le nouveau nucléaire, pour mettre en musique ses décisions – lancement de la construction de six EPR2 et lancement d’études sur la construction de huit EPR2 additionnels –, « une

direction de programme interministérielle dédiée au nouveau nucléaire sera créée pour en assurer le pilotage, coordonner les procédures administratives, s’assurer du respect des coûts et des délais des chantiers », a indiqué Emmanuel Macron. Pour les six premiers EPR, les chantiers préparatoires vont être engagés « dès les semaines à venir » : finalisation des études de conception, saisine de la

commission nationale du débat public (CNDP), définition des lieux d’implantation des trois paires (fin 2020, EDF avait identifié formellement les sites : Penly, Gravelines et Bugey ou Tricastin), montée en charge de la filière. « Une large concertation du public aura lieu au second semestre 2022 sur

l’énergie, puis des discussions parlementaires se tiendront en 2023 pour réviser la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) », a rappelé le Président.

Les questions sur le coût de ce programme et sur son financement ne sont, elles, pas encore totalement bouclées. « Plusieurs audits externes ont été faits par le gouvernement pour attester de

la solidité du chiffrage par EDF (autour de 50 milliards d’euros pour six EPR2) et ces éléments seront rendus publics dans les jours qui suivent le discours du président », a assuré l’Élysée. La question du traitement des déchets liés au parc d’EPR sera, elle, aussi précisée. Quant à l’appel à projets visant à faire émerger des petits réacteurs modulaires (SMR) mais aussi des réacteurs innovants permettant de fermer le cycle du combustible et de produire moins de déchets, il sera soutenu à hauteur d’un milliard d’euros par le plan France 2030. Un montant réparti à 50/50 entre le projet SMR Nuward mené entre autres par EDF et des projets ouverts sur les réacteurs innovants.

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GROS PLAN

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Dans son discours, Emmanuel Macron a insisté sur la nécessité de « reprendre le contrôle de notre destin énergétique ». La crise sanitaire et les tensions géopolitiques ont rebattu les cartes ces deux dernières années en la matière. « Asseoir la souveraineté énergétique sur une souveraineté industrielle », tel est le credo du Président. Et cela vaut autant pour les filières ENR que nucléaire.

« Pour cesser de subventionner l’importation de solutions renouvelables venues de l’étranger, le plan France 2030 consacrera un milliard d’euros à l’innovation sur les énergies renouvelables, a-t-il indiqué. Les prochaines technologies pour les panneaux solaires et les éoliennes flottantes seront ainsi françaises et européennes. Les appels à projets sortiront dès les prochains jours. »

Sur le nucléaire, Emmanuel Macron a inscrit l’opération de rachat par EDF d’une partie des activités nucléaire de GE, annoncée jeudi (cf. Enerpresse n°13010) dans le cadre des travaux de consolidation de la filière engagés à la fin 2016 avec le rachat par EDF d’Areva NP rebaptisé Framatome. « Nous franchissons aujourd’hui une nouvelle étape », a-t-il souligné. Sept ans après avoir été cédée par Alstom au groupe américain GE, une partie des activités nucléaires va retrouver le pavillon français.

L’Élysée rappelle que cette opération, dévoilée au printemps 2014 et conclue près de 18 mois plus tard, était une décision d’un groupe privé, Alstom, qui souhaitait se concentrer sur l’activité transport.

Emmanuel Macron était jusqu’à l’été 2014 secrétaire général adjoint de l’Élysée puis ministre de l’Économie, de l’Industrie et du Numérique. L’opération, particulièrement complexe, avait mis dans l’embarras le gouvernement de l’époque. Jeudi à Belfort, lors d’un échange avec des salariés de GE Steam Power, Emmanuel Macron a rappelé que le marché des turbines était alors en souffrance. « C’était ça (la vente à GE, ndlr) ou l’arrêt », a-t-il indiqué. Le gouvernement avait été mis au courant de la transaction « très tard », alors que « les documents étaient signés ». Et la recherche d’« alternatives » n’avait alors pas abouti.

Philippe Rodrigues

FLUX DE RÉACTIONS _______________________________________________ Nucléaire – « Ces annonces s’appuient sur les travaux menés depuis plusieurs années par les industriels de la filière pour intégrer le retour d’expérience des premiers chantiers EPR dans le monde et du parc nucléaire français », a souligné, satisfait, le Groupement des industriels français de l’énergie nucléaire (Gifen). Pour les organisations pronucléaire, le nombre de réacteurs n’est pas assez élevé. « C’est beaucoup plus de 14 réacteurs qui seront nécessaires », estime, par exemple, l’association Les voix du nucléaire. De l’autre bord, Yves Marignac de l’association Négawatt relève que la décision de relancer le nucléaire « ne saurait être prise sans un débat démocratique dédié, approfondi et mené sur la base de tous les éléments d’analyse disponibles ». Et sur ce point, il affirme que les éléments complémentaires des études de scénarios de RTE (qui seront publiées le 16 février) et de l’Ademe sont

« potentiellement moins conformes aux conclusions tirées par le gouvernement des éléments déjà publiés ». Énergies renouvelables – « Alors que les énergies renouvelables ont beaucoup pâti ces derniers mois de

campagnes de désinformation qui ont empêché de penser la transition énergétique de manière responsable, le signal politique très clair qui vient d’être envoyé par le Président de la République est important », a souligné JeanLouis Bal, président du SER. France Énergie Éolienne souligne que « les volumes et le calendrier proposés sur l’éolien terrestre sont en désaccord avec les besoins de sécurité d’approvisionnement à court terme ». « Pour la première fois, un Président de la République affiche la place massive du solaire dans le mix électrique à venir », a relevé, pour sa part Daniel Bour, président d’Enerplan. L’association de la filière solaire affiche également sa satisfaction sur le lancement d’un travail de simplification du champ réglementaire. « Une évolution d’attitude

de l’administration et un allégement des normes sont des facteurs indispensables de l’accélération du développement de l’énergie solaire. »

Consommateurs – L’Uniden a salué, concernant le nucléaire, « une décision cohérente avec les impératifs de

décarbonation de l’industrie ». « Le parc nucléaire et les industries en voie de décarbonation ont destin lié »,

a souligné l’association des industries énergo-intensives. Le Cleee s’est également réjoui du renoncement à la fermeture anticipée de réacteurs nucléaires, du lancement de la construction de six EPR2 et de la mise à l’étude de la construction de huit EPR2 supplémentaires. Il s’agit d’une « excellente nouvelle pour l’atteinte de nos objectifs de décarbonation (et également) pour l’avenir de notre industrie », a indiqué l’association de gros consommateurs tertiaires et industriels.

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Études & documents

L’APPROVISIONNEMENT ÉNERGÉTIQUE DE LA FRANCE Source : SDES-CGDD, Sous-direction des statistiques de l’énergie (1/2)

Nous extrayons ci-après, et dans notre prochaine édition, du bilan énergétique de la France pour 2020, le chapitre consacré à l’approvisionnement énergétique de la France. Le Bilan a été édité par le Service des données et études statistiques (SDES) fin janvier.

Le taux d’indépendance énergétique s’établit à 55,5 % en 2020 et gagne 0,8 point par rapport à 2019 : la demande intérieure d’énergie primaire, très affectée par la crise sanitaire, baisse en effet davantage que la production primaire. En conséquence, le déficit des échanges extérieurs physiques diminue fortement (- 17 %), tiré à la baisse par les achats de pétrole brut et, dans une moindre mesure, de gaz naturel. La facture énergétique de la France se contracte de 45 %, en raison principalement de la chute des prix des combustibles. Toutes énergies confondues, elle s’élève à 24,8 mds¤.

2.1 Le taux d’indépendance énergétique augmente, en raison de la chute de la demande intérieure La production d’énergie primaire diminue de 8,5 % par rapport à 2019, pour s’établir à 1 428 TWh en France (figure 2.1.1). Cette baisse inédite depuis au moins cinquante ans est imputable à la production nucléaire (- 11,3 %, à 1 072 TWh). La crise sanitaire a engendré une chute de la demande d’électricité et une moindre sollicitation des centrales nucléaires.

Du côté de l’offre, les mesures de confinement, en particulier au printemps, se sont traduites par un allongement des délais de maintenance de certains réacteurs et, en conséquence, une moindre disponibilité du parc. À cela s’ajoute la fermeture de la centrale de Fessenheim au cours de l’année 2020, qui a réduit la capacité totale du parc. La production nucléaire, qui représente les trois quarts de la production primaire totale, tombe à un niveau qui n’avait plus été observé depuis la fin des années 1990. À l’inverse, la production primaire d’énergie renouvelable électrique augmente nettement par rapport à 2019 (+ 12,3 %, à 117 TWh). Les précipitations plus abondantes que l’année précédente ont favorisé le rebond de la production hydraulique (+ 11,8 %, à 64 TWh). La hausse soutenue de la production éolienne (+ 14,4 %, à 40 TWh) s’explique par la hausse des capacités installées et des conditions de vent très favorables en 2020.

La production photovoltaïque est également dynamique (+ 9,6 %, à 13 TWh en 2020), du fait de la croissance des panneaux installés. Les énergies renouvelables thermiques et les déchets pèsent environ deux fois plus dans la production primaire que les énergies renouvelables électriques (229 TWh en 2020). En 2020, la production de ces énergies diminue de 2,7 %. La production de biomasse solide en majeure partie du bois de chauffage, sa principale composante - baisse de 5,0 % et la production de biocarburants se replie de 6,9 %.

Les énergies renouvelables (électriques et thermiques) et la valorisation des déchets occupent une part plus élevée dans la production primaire en 2020 qu’en 2019.

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Au-delà des effets de recomposition des modes de production liés à la crise sanitaire, les énergies renouvelables se développent, grâce notamment à la forte croissance, depuis 2015, des biocarburants, de l’éolien et des pompes à chaleur. Enfin, la production primaire d’énergie fossile est désormais marginale. Composée essentiellement de pétrole brut extrait des bassins aquitain et parisien, elle s’élève à 10 TWh en 2020 et diminue nettement (- 15,2 %).

Figure 2.1.1 : production primaire d’énergie - En TWh

* Y compris énergies marines. Source : calculs SDES

En 2020, la consommation primaire d’énergie en France, affectée par les mesures sanitaires, se replie (- 9,8 %) davantage que la consommation primaire mondiale (- 4 % selon les premières estimations de l’AIE). La contraction de la consommation, plus forte que celle de la production primaire, entraîne un recours bien moindre aux importations pour satisfaire la demande. Le taux d’indépendance énergétique de la France, rapport entre la production et la consommation nationale d’énergie primaire gagne ainsi 0,8 point et s’élève à 55,5 % en 2020 (figure 2.1.2). Il est sensiblement plus élevé en France que chez la plupart de ses voisins européens, en raison du recours particulièrement important à l’énergie nucléaire, considérée comme domestique par convention statistique internationale (voir encadré).

Figure 2.1.2 : taux d’indépendance énergétique, production et consommation primaires (en %)

Source : calculs SDES

Le solde importateur des échanges physiques d’énergie diminue de 17,0 % et s’établit à 1 162 TWh. Les achats de pétrole brut chutent de 31,7 % en raison du repli de l’activité de raffinage, plus marqué encore que celui de la demande intérieure de produits pétroliers. En conséquence, les exportations de pétrole raffiné diminuent fortement (- 24,2 %) alors que les importations de produits raffinés baissent

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relativement peu (- 3,0 %). Les importations de gaz naturel se replient de 15,6 % comme les exportations.

Les importations de charbon chutent davantage (- 30,1 %), du fait de la très forte contraction en 2020 de l’activité de l’industrie lourde, et notamment de la sidérurgie. Les importations nettes de biocarburants, essentiellement du biodiesel, représentent 6,8 TWh. Ils accusent une forte baisse par rapport à 2019. À rebours des autres énergies, le bois-énergie connaît une augmentation de son solde importateur (0,7 TWh), en lien avec la baisse de sa production. Le recul de la production nucléaire se répercute sur les échanges physiques d’électricité. Le solde exportateur diminue de 7,8 %, pour s’établir à 4,5 TWh. En 2020, la facture énergétique de la France se contracte de 45 % en euros constants par rapport à 2019 : elle diminue de 20 mds¤2020 (figure 2.1.3), pour s’établir à 24,8 milliards d’euros. Elle ne contribue que pour moitié au déficit des échanges extérieurs de la France, contrairement aux années précédentes où la facture énergétique excédait largement le déficit extérieur (y compris les échanges de services).

Cette réduction, inédite depuis 2009, s’explique d’abord par la forte réduction de l’activité de raffinage, débouché quasi exclusif des importations de pétrole brut. En outre, le prix du pétrole importé recule fortement en 2020 dans un contexte de chute du prix du baril de Brent. Très sensible aux mesures drastiques prises par les différents pays pour enrayer l’épidémie, celui-ci a plongé au printemps 2020 et a diminué à nouveau à l’automne après s’être légèrement redressé à l’été.

La facture en produits raffinés et biocarburants s’allège nettement moins (- 4,0 mds¤2020). Elle dépasse même - fait inédit depuis au moins cinquante ans - la facture en pétrole brut en 2020. La baisse conséquente des prix de ces produits est en effet partiellement contrebalancée par la dégradation du solde des échanges physiques en produits raffinés. La facture gazière de la France est réduite de 3,7 mds¤2020 et s’élève à 5,1 mds¤ en 2020. Ce repli trouve son origine d’abord dans la baisse du prix du gaz, à laquelle s’ajoute la diminution des quantités importées. Le cours du gaz (sur lesquels sont partiellement indexés les contrats à terme) a en effet fortement décru, les prix TTF aux Pays-Bas et spot NBP à Londres baissant de 31 % en moyenne entre 2019 et 2020. Le charbon contribue également à la réduction de la facture énergétique, à hauteur de 0,8 mds¤2020, en raison de la chute de la quantité importée et de la baisse des prix. Le solde exportateur d’électricité baisse de 0,9 mds¤2020, pour s’établir à 1,2 mds¤2020. Deux effets d’égale intensité expliquent cette diminution : d’une part, les échanges physiques d’électricité se replient, en lien avec la diminution de la production ; d’autre part, les prix à l’exportation diminuent davantage que les prix à l’importation.

Figure 2.1.3 : facture énergétique de la France En milliards d’euros 2020

Source : calculs SDES, d’après DGDDI, CRE, enquête auprès de raffineurs

Le taux d’indépendance énergétique est sensible aux règles de comptabilité de l’énergie nucléaire L’énergie primaire correspond à l’énergie tirée directement de la nature, ou contenue dans les produits énergétiques tirés de la nature. Elle se distingue de l’énergie secondaire, obtenue à partir d’une énergie primaire ou d’une autre énergie secondaire. Ainsi, par exemple, l’électricité thermique est une énergie secondaire issue d’un combustible naturel comme le charbon ou le gaz naturel, considéré comme énergie primaire. Dans le cas de l’énergie nucléaire, issue de la réaction de fission de l’uranium ou du plutonium, les conventions internationales sur les statistiques de l’énergie considèrent comme énergie primaire la chaleur issue de la réaction et non le combustible nucléaire lui-même. Cela a pour conséquence de comptabiliser comme production primaire (i.e. comme ressource nationale) la quantité de chaleur produite par les centrales nucléaires (qui est estimée à partir de l’électricité effectivement produite par celles-ci et d’un rendement théorique de 33 %), indépendamment du fait que le combustible nucléaire soit importé ou non.

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Le taux d’indépendance énergétique est sensible aux règles de comptabilité de l’énergie nucléaire Le manuel sur les statistiques de l’énergie coédité par l’Agence internationale de l’énergie et par Eurostat souligne que, si l’origine du combustible nucléaire était prise en considération, « la dépendance de l’approvisionnement à l’égard d’autres pays serait accrue ». Dans le cas de la France, qui a recours intégralement à des combustibles importés (utilisés directement ou après recyclage), le taux d’indépendance énergétique perdrait 40 points de pourcentage, pour s’établir à 14 % en 2020, si l’on considérait comme énergie primaire le combustible nucléaire plutôt que la chaleur issue de sa réaction.

2.2 La production primaire diminue du fait d’une forte indisponibilité des centrales nucléaires 2.2.1 Combustibles fossiles Autrefois importante, la production primaire d’énergie fossile en France est désormais marginale (figure 2.2.1.1). Elle s’élève à 10 TWh en 2020, en baisse par rapport à 2019 (- 15,6 %). Elle est composée quasi intégralement de produits à destination des raffineries : pour près des trois quarts, il s’agit de pétrole brut extrait des bassins parisien et aquitain, auquel s’ajoute une production d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) destinés à améliorer la qualité des produits raffinés, comme par exemple les carburants. La production de pétrole brut sur le territoire français s’élève à 645 milliers de tonnes ; elle a été divisée par plus de cinq depuis la fin des années 1980. Cette production ne satisfait désormais qu’un peu moins de 1 % de la consommation nationale. Au 1er janvier 2020, les réserves de pétrole brut (18 Mt) et d’hydrocarbures extraits du gaz naturel représentent environ 28 ans d’exploitation au rythme actuel.

Depuis l’arrêt définitif de l’injection du gaz du gisement de Lacq dans le réseau en octobre 2013, la production nationale de gaz naturel se limite à l’extraction de quantités, très marginales, de gaz de mine du bassin du Nord-Pas-de-Calais. Celles-ci s’élèvent à 201 GWh PCS (pouvoir calorifique supérieur) en 2020.

L’approvisionnement de la France en charbon repose désormais exclusivement sur le commerce extérieur et, dans une moindre mesure, sur le recours aux stocks. En effet, la collecte de produits de récupération présents sur les anciens sites d’extraction, qui subsistait depuis la fermeture de la dernière mine de charbon en 2004, s’est arrêtée en 2015. Elle ne représentait guère plus de 1 % de l’approvisionnement global de la France en produits charbonniers les années précédentes.

Figure 2.2.1.1 : production primaire d’énergie fossile - En TWh

Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM. Source : calculs SDES, d’après DGEC, Charbonnages de France, SNET, GRTgaz, TIGF

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Figure 2.2.1.2 : production primaire et valeur associée d’énergie fossile

* La production comprend la production d’additifs oxygénés non issus de biomasse. Source : calculs SDES

Compte tenu des prix des énergies fossiles et de leur forte diminution en 2020, la production primaire totale française représente en 2020 une valeur économique de 286 millions d’euros, soit près de deux fois moins qu’un an auparavant (figure 2.2.1.2).

2.2.2 Nucléaire À la suite de la fermeture des deux derniers réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim le 29 juin 2020, la France compte 56 réacteurs actuellement en service, répartis sur 18 sites. La production d’énergie primaire du parc s’élève à 1 072 TWh en 2020. Elle correspond à la quantité totale de chaleur dégagée lors de la réaction de fission du combustible nucléaire. Comme il faut en moyenne environ 3 unités de chaleur pour produire une unité d’électricité dans une centrale nucléaire (le solde constituant les pertes calorifiques liées à cette transformation), la production brute d’électricité des centrales nucléaires françaises s’élève en 2020 à 354 TWh (figure 2.2.2.1).

La production nucléaire est ainsi en forte baisse, de 11,3 % sur un an, et retombe à un niveau qui n’avait pas été observé depuis la fin des années 1990. Cette baisse s’explique principalement par la crise sanitaire qui, d’une part, a réduit la demande et, d’autre part, a entraîné une diminution du taux de disponibilité du parc. En moyenne, les centrales ont été disponibles à hauteur de 70,8 % de leur capacité théorique, 3,2 points de moins qu’en 2019, et ont été utilisées, lorsqu’elles étaient disponibles, à hauteur de 86,7 % (figure 2.2.2.2). Par ailleurs, à la suite de la fermeture de la centrale de Fessenheim, la capacité du parc nucléaire a baissé de 1,8 GW au cours de l’année 2020, pour s’établir à 61,4 GW. Figure 2.2.2.1 : production brute d’électricité des centrales nucléaires - En TWh

Source : EDF

Figure 2.2.2.2 : disponibilité et utilisation du parc nucléaire - Coefficients exprimés en %

* Le coefficient Kd est calculé sur la base des indisponibilités dues aux arrêts fortuits, aux arrêts pour entretien ou rechargement et aux prolongations d’arrêt. À la différence de l’indicateur Energy Availibility Factor publié par l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), il ne tient en revanche pas compte des indisponibilités dues à des causes environnementales, aux mouvements sociaux ou aux attentes d’autorisation des autorités.

Source : EDF

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2.2.3 Énergies renouvelables et valorisation des déchets La production primaire d’énergie issue de ressources renouvelables s’établit à 327 TWh en 2020, en hausse de 2,5 % par rapport à 2019 (figures 2.2.3.1 et 2.2.3.2). Le développement de la production éolienne et l’augmentation de la production hydraulique, liée à des conditions pluviométriques plus favorables qu’en 2019, ont été compensés par un recul de la production de bois-énergie et de la production de biocarburants. Le bois-énergie (y compris liqueur noire) demeure la première énergie renouvelable produite en France (31 % de la production nationale d’énergie renouvelable), devant l’hydraulique (19 %), l’éolien (12 %), les pompes à chaleur (10 %), les biocarburants (8 %), la valorisation des déchets renouvelables (4 %), le solaire photovoltaïque (4 %), le biogaz (4 %), la valorisation des résidus de l’agriculture et de l’industrie agroalimentaire (4 %), la géothermie (2 %), le solaire thermique et les énergies marines (moins de 1 % pour chacune de ces deux filières).

En incluant par ailleurs les 19 TWh d’énergie produite à partir de la valorisation des déchets non renouvelables (cf. infra), la production primaire d’énergie issue de ressources renouvelables ou de déchets s’élève à 346 TWh en 2020.

Figure 2.2.3.1 : part de chaque filière dans la production primaire d’énergies renouvelables en 2020 (327 TWh) - En %

* Y compris liqueur noire. ** Industries agroalimentaires. Source : calculs SDES

Figure 2.2.3.2 : évolution de la production primaire d’énergies renouvelables - En TWh

* Y compris liqueur noire. ** Industries agroalimentaires. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM. Source : calculs SDES

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Les énergies renouvelables électriques correspondent aux filières de production primaire d’électricité (117 TWh en 2020). Elles regroupent ainsi l’hydraulique (hors stations de transfert d’énergie par pompage), l’éolien, le solaire photovoltaïque et les énergies marines.

Hydraulique (hors pompages) La production hydraulique dépend fortement du débit des cours d’eau et, par conséquent, de la pluviométrie. L’essentiel de la production provient de grandes installations, situées, pour la plupart, le long du Rhin et du Rhône ainsi que dans les zones montagneuses. Après un important recul en 2019, la production hydraulique (hors pompages) augmente de 11,8 % en 2020, à 64 TWh, en raison d’une pluviométrie plus favorable qu’en 2019. Énergies marines Les énergies marines regroupent les différentes filières de production d’électricité tirant parti de l’énergie mécanique issue des mouvements de l’eau créée par les marées (énergie marémotrice), les vagues (énergie houlomotrice) et les courants marins (énergie hydrolienne). L’usine marémotrice de la Rance, construite dans les années 60, est, à ce jour, la seule unité de production en service commercial exploitant l’énergie issue du milieu marin en France. D’une capacité électrique de 212 MW, sa production (hors pompages) s’élève à 0,5 TWh en 2020. Éolien Soutenue par un accroissement important des capacités installées sur le territoire ainsi que par des conditions météorologiques favorables, la production éolienne progresse de 14,4 % en 2020, pour s’établir à 40 TWh. La filière éolienne connaît un développement particulièrement rapide ces dernières années, avec un doublement de la production en cinq ans.

Solaire photovoltaïque La filière solaire photovoltaïque s’est développée particulièrement vite au cours de la décennie : la production, qui était inférieure à 1 TWh en 2010, atteint 13 TWh en 2020. Soutenue par la croissance du parc, la production progresse de 9,6 % par rapport à 2019.

Les énergies renouvelables thermiques et les déchets (229 TWh en 2020) regroupent les filières pour lesquelles l’énergie produite l’est sous forme de chaleur, avant d’être éventuellement convertie sous une autre forme (en électricité ou en force motrice notamment) - (figure 2.2.3.3). On distingue les filières de production d’énergie par combustion de celles de production primaire de chaleur. Les premières regroupent d’une part la biomasse, qu’elle soit solide (bois-énergie, résidus agricoles et agroalimentaires), liquide (biocarburants) ou gazeuse (biogaz), d’autre part les déchets incinérés (urbains et industriels). Les secondes regroupent la géothermie, le solaire thermique et les pompes à chaleur.

Biomasse solide En 2020, la production d’énergie primaire issue de biomasse solide s’élève à 115 TWh (- 5,0 %), atteignant son niveau le plus bas depuis 2015. Cette diminution s’explique par une baisse simultanée de la biomasse utilisée dans le secteur de la transformation (- 2,5 %) et de la consommation finale de bois-énergie par les ménages (- 7,1 %). En effet, le bois-énergie constitue près de 90 % de la biomasse et est consacré à 60 % à l’usage résidentiel. Les températures plus douces en 2020 expliquent la diminution de la consommation de bois par les ménages.

La consommation de biomasse progresse cependant nettement par rapport à 2005, soutenue par son utilisation croissante dans les installations de cogénération et de production de chaleur. Après une forte hausse au début des années 2000, la part de la consommation résidentielle tend, quant à elle, à baisser depuis 2010, en raison d’une diminution régulière de la consommation par ménage, due à des appareils de chauffage au bois de plus en plus performants, ainsi que du net recul des ventes d’appareils de chauffage au bois depuis 2013.

Biogaz En 2020, la production primaire de biogaz s’élève à 13 TWh, en augmentation par rapport à 2019 (+ 16 %).

Cette évolution s’inscrit dans une tendance continue à la hausse, amorcée en 2011. De 2011 à 2020, la

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production primaire de biogaz a en effet été multipliée par 2,5. Presque 50 % de la production de biogaz (6 TWh) est valorisée sous forme d’électricité. La puissance des installations raccordées au réseau électrique représente 0,5 GW en fin d’année 2020, en augmentation de 6,6 % par rapport à 2019.

Le reste de la production de biogaz est principalement dédié à la production de chaleur (36 %, soit 5 TWh). L’épuration de biogaz en biométhane, afin d’être ensuite injecté dans les réseaux de gaz naturel, constitue en outre un nouveau débouché depuis quelques années. Si ce mode de valorisation ne concerne que 15 % de la production totale de biogaz en 2020, soit 2 TWh, il progresse néanmoins fortement. Entre 2019 et 2020, les injections de biométhane dans le réseau ont en effet augmenté de 78,9 %.

Biocarburants et autres bioliquides La biomasse liquide, constituée des biocarburants, est utilisée essentiellement pour la force motrice des véhicules (y compris les véhicules de chantiers, agricoles, etc.). En 2020, la production nationale de biocarburants s’élève à 27 TWh, en baisse de 6,9 % par rapport à 2019. La France produit principalement du biodiesel (77 %), mais également du bioéthanol (23 %). Stimulée par une fiscalité encourageant l’incorporation de biocarburants, la production a connu une forte croissance au cours des années 2000, passant de 4 TWh à 26 TWh au cours de la décennie. Depuis, l’augmentation de la production a ralenti, malgré la hausse progressive des objectifs d’incorporation.

Déchets La production d’énergie primaire à partir de l’ensemble des déchets baisse de 4,1 % en 2020, pour s’établir à 33 TWh. Plus de la moitié (54 %) de cette production est valorisée sous forme d’électricité.

La partie non biodégradable des déchets n’est pas considérée comme relevant des énergies renouvelables. Par convention internationale, les déchets renouvelables correspondent à la moitié des déchets urbains, soit 14 TWh en 2020. Les déchets non renouvelables recouvrent l’autre moitié des déchets urbains ainsi que les déchets industriels ; ils s’élèvent à 19 TWh en 2020.

Solaire thermique La production du parc des installations solaires thermiques est de l’ordre de 2 TWh en 2020, en hausse de 3,9 % sur un an. Près de la moitié (45 %) de cette production est réalisée dans les DROM, en raison du fort ensoleillement de ces territoires, propice à l’installation de chauffe-eaux solaires. Le développement de la filière, très dynamique jusqu’au début des années 2010, a depuis nettement ralenti. Les ventes d’équipements en 2020 restent inférieures de moitié environ à celles annuelles moyennes de la période 2006 à 2012. En métropole, ce sont essentiellement des projets de « grandes surfaces » solaires thermiques qui permettent le développement de la filière ces dernières années.

Géothermie De manière générale, la géothermie vise à exploiter l’énergie thermique contenue dans le sous-sol.

La chaleur géothermique produite à partir de pompes à chaleur (dite de « très basse énergie ») est toutefois comptabilisée à part.

La géothermie dite de « basse énergie » exploite des aquifères d’une profondeur de plusieurs centaines de mètres, à des fins de production de chaleur (chauffage et eau chaude sanitaire). Elle est généralement mobilisée comme source de production par les réseaux de chaleur, en raison du montant élevé des investissements nécessaires. Ces réseaux, dont la plupart sont situés en Île-de-France, alimentent principalement des bâtiments à usage résidentiel ou tertiaire. La géothermie de « basse énergie » est également exploitée par quelques installations isolées, telles des piscines, des serres ou encore des bassins de pisciculture. La production de cette filière s’élève à 6 TWh en 2020, augmentant de 3,7 % en un an, dont 4 TWh pour la production primaire de chaleur.

A contrario, la géothermie dite « profonde » (ou « haute température ») est principalement utilisée pour de l’électricité. Elle concerne un site en métropole, à Soultz-sous-Forêts (Alsace), et un autre à Bouillante, en Guadeloupe. Les sites exploitant cette technologie ont produit 0,1 TWh d’électricité en 2020.

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Pompes à chaleur Les pompes à chaleur produisent de la chaleur en puisant des calories dans le sol ou les eaux souterraines (géothermie dite de « très basse énergie », températures inférieures à 30 °C) ou dans l’air (aérothermie). Le parc de pompes à chaleur (PAC) installées en France continue de croître vigoureusement en 2020 (+ 11,9 %). Son développement est notamment stimulé par des aides au remplacement d’appareils de chauffage aux énergies fossiles. La production de chaleur renouvelable à partir de pompes à chaleur s’établit à 32 TWh en 2020, en hausse de 3,7 % sur un an.

Figure 2.2.3.3 : les différents types de valorisation de la biomasse et des déchets en 2020 (en %)

Note : la production de chaleur s’entend ici au sens large de production ayant un usage final sous forme de chaleur et non pas seulement, comme dans la partie 3.5, de production de chaleur commercialisée. Source : calculs SDES

À suivre…

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