Fonctionnement du système électrique français au printemps 2023 : état actuel et impact de la production éolienne et solaire

Cet article décrit la situation actuelle du parc de production d’électricité français et analyse le fonctionnement du système électrique dans le cadre de son insertion dans le système électrique européen, sous plusieurs angles : équilibre production/consommation, importations/exportations en volume et en prix avec les pays interconnectés avec la France.

L’impact de la production des énergies renouvelables intermittentes solaire et éolienne fait l’objet d’une analyse spécifique.

Sources des données : RTE (ECO2mix) et Daniel Fischer (IRDEME – EPLF)

A – Situation du parc de production en mai 2023

+Nucléaire+

21 tranches sont à l’arrêt en mai, dont 3 tranches de 900 MW en arrêt de longue durée pour grand carénage et 4e visite décennale, les autres pour maintenance et rechargement de combustible, dont certaines pour réparations liées à la corrosion sous tension de circuits de secours (1.300 ou 1.500 MW).
35 tranches sont en production, pour une capacité maximale de l’ordre de 38 GW, qui devrait rester stable ou en légère augmentation d’ici octobre prochain avec le retour en exploitation programmé de 2 tranches.

+Hydraulique+

La puissance installée est de 25,7 GW, dont 5 GW de barrages équipés de turbines réversibles (Stations de Transfert d’Energie par pompage – STEP) : 4 installations dans les Alpes (3,4 GW) et 2 dans l’Aveyron et dans les Ardennes (1,6 GW).
Au printemps et en été, la puissance mobilisable est de l’ordre de 10 GW, dont 3 à 5 GW au fil de l’eau de façon continue, selon le débit des rivières et fleuves.

+Bioénergies (biogaz et biomasse) et déchets+

La puissance installée est de 2,3 GW, et la puissance délivrée quasiment constante dans une fourchette de 700 à 800 MW actuellement (en retrait par rapport à une moyenne de 1.200 MW en 2022).

+Thermique fossile+

La capacité installée représente une puissance de 6,6 GW pour les cycles combinés à gaz (CCG) et 1,8 GW pour les centrales à charbon (Cordemais et Saint-Avold), qui fonctionnent essentiellement en hiver. La capacité installée de 5,7 GW de cogénération (électricité et chaleur), essentiellement au gaz, n’est que peu utilisée au printemps et en été.
Les turbines de combustion (TAC) ont pour rôle de faire face de façon instantanée à un aléa et/ou à une pointe de production extrême en hiver. Leur puissance installée est de 2,1 GW (0,7 GW au gaz et 1,4 GW au fioul).

En synthèse, le parc de production français d’électricité pilotable présente les caractéristiques suivantes pour le printemps et l’été 2023 :

+Éolien+

La puissance installée est d’environ 22 GW, dont 0,5 GW éolien en mer (parc de Saint-Nazaire). La production éolienne est très variable, avec un minimum observé depuis le début de l’année de 0,55 GW (le 22 février), et un maximum de 16,6 GW (le 10 mars) : le facteur de charge observé varie donc de 2,5% à 77%, en fonction de la météo, et la puissance garantie est négligeable (en 2022, minimum de 0,15 GW le 25 janvier).
La variabilité extrême de la production éolienne, avec une puissance installée qui représente 40% de la puissance pilotable en France en cette saison, et bien davantage dans des pays interconnectés comme l’Allemagne, l’Espagne et le Danemark, représente donc un défi spécifique, tant pour la préservation en temps réel de l’équilibre production/consommation et la gestion des échanges physiques au niveau de la plaque européenne, que pour la fixation du prix spot horaire et infra-horaire, et l’impact sur rentabilité des moyens de production pilotables.

+Solaire photovoltaïque+

La puissance installée est d’environ 17 GW. Les heures de production sont bien entendu prévisibles en fonction des saisons, avec une courbe en forme de « cloche », dont l’amplitude maximum à l’heure méridienne a varié en avril-mai de 4,9 GW (9 mai) à 12,8 GW (5 avril), avec un facteur de charge variant de 29% à 75%.
Au total, la production française est très largement décarbonée, avec des émissions directes de CO2 se situant en avril-mai entre 15 et 50 g CO2/kWh, à comparer à 986 g CO2/kWh pour les centrales à charbon et 352 g CO2 pour les cycles combinés gaz, moyens de production fossiles très largement utilisés dans les pays limitrophes.

B – Consommation d’électricité (jours ouvrables)

La consommation d’électricité varie de 33 à 52 GW environ en pointe, selon une courbe journalière bien représentée dans la figure suivante (lundi 15 mai) :

Compte-tenu de l’appoint significatif du solaire pendant les heures méridiennes (qui correspondent à la pointe de consommation en l’absence de chauffage, et en partie à cause de la climatisation), la puissance pilotable disponible est donc suffisante pour couvrir la consommation, avec un apport très modéré des centrales à gaz en l’absence de vent.
La France se trouve donc dans une situation structurellement exportatrice pendant le printemps et l’été 2023, avec une capacité pour économiser l’eau dans les barrages hydrauliques, et même à reconstituer les réserves de ceux équipés en stations de pompage (STEP), en prévision de l’hiver.
Il est intéressant d’analyser de façon plus approfondie ces équilibres, en distinguant une période peu ventée, et à l’inverse une période très ventée :

C – Production, échanges commerciaux et prix spot avec peu de vent

Voici le diagramme des sources de production de la journée du 27 avril :

Bioénergies : 830 – 870 MW.

Éolien : 1.300 – 1.900 MW jusqu’à 19 h, en hausse jusqu’à 3.200 MW ensuite.

Solaire : amplitude méridienne maximum 8.700 MW.

Nucléaire : 36.500 – 38.200 MW.

Hydraulique : 9.500 MW à 7h45, 4.400 – 4.900 MW de 2h30 à 5 h et de 12h à 17h (fil de l’eau), 9.700 MW à 21h15.

Gaz : 3.000 MW (de 12 h à 16h30) – 3.500 à 4.300 MW le reste de la journée.

Pompage STEP : 1.000 MW de 3h45 à 6h15, et 800 MW de 14h15 à 19 h.

Solde exportation : 3.400 à 9.400 MW.

Constatations :

-La faible consommation en milieu de nuit, ainsi que la production solaire lors des heures méridiennes permettent de limiter la production hydraulique à la production au fil de l’eau pendant ces plages horaire, et de remonter de l’eau dans les STEP, tout en limitant l’appel à la production de gaz. Il y a donc une synergie entre production solaire et hydraulique, la production solaire permettant par ailleurs d’absorber la pointe de consommation due à la climatisation.

-Même avec une production éolienne limitée, le solde exportateur se maintient en permanence.

Échanges commerciaux et prix spot :

Le prix spot en France a évolué entre 88 et 143 €/MWh, en permanence inférieur ou égal au prix spot sur les marchés suisse et italien, ce qui explique un flux exportateur continu vers ces pays.
Les prix spot des autres pays limitrophes sont proches du prix spot du marché français, ce qui explique les inversions de flux au cours de la journée.
Ce niveau de prix reflète le coût de la production d’électricité marginale au gaz, dont le prix spot est revenu aux alentours de 30 €/MWh (pour mémoire il faut plus de 2 MWh de gaz pour obtenir 1 MWh d’électricité).
Au total, le solde exportateur est valorisé à environ 110 €/MWh en moyenne, ce qui est une situation économique saine pour les producteurs français.
Cette situation représente également un impact économique limité pour le subventionnement des éolienne et solaire, voire même positif pour les contrats pour différence, dont le niveau de prix garanti est inférieur.

D – Production, échanges commerciaux et prix spot avec beaucoup de vent

Voici le diagramme des sources de production de la journée du 16 mai :

Bioénergies : 700 – 730 MW.

Éolien : 6.100 – 8.800 MW.

Solaire : amplitude méridienne maximum 10.800 MW.

Nucléaire : 31.500 – 36.100 MW.

Hydraulique : 9.000 MW à 8h, 5.200 – 5.800 MW de 2h30 à 5 h et de 12h à 17h (fil de l’eau), 11.200 MW à 20h15.

Gaz : 850 – 1.200 MW.

Pompage STEP : 670 MW de 3h à 5h30, et 700 – 1.400 MW de 11h30 à 17h.

Solde exportation : 7.500 à 13.000 MW.

Les constatations sont similaires au cas précédent, la production éolienne nettement plus importante provoquant cependant une modulation à la baisse de la production nucléaire de 12h à 17h et un recours marginal à la production gaz, et permettant un solde exportateur plus élevé.

Échanges commerciaux et prix spot :

Le prix spot sur le marché français a évolué entre 60 et 120 €/MWh, sauf de 12h à 17h, après la pointe de consommation méridienne, où il a chuté jusqu’à un minimum de 12 €/MWh en raison d’une forte production éolienne et solaire : cette période correspond à la période de modulation à la baisse de la production nucléaire, de non appel à la production des barrages, et de pompage dans les STEP.
En raison d’une forte production éolienne et solaire, le prix spot en Espagne est resté constamment inférieur au prix du marché français, se situant en-dessous de 50 €/MWh de 9h à 19h, avec un minimum de 4 €/MWh : cela explique un solde importateur depuis l’Espagne quasiment constant à hauteur de 2.300 MW.
Le prix spot en Allemagne et Belgique est resté comparable au prix français, avec un solde exportateur variable au long de la journée.
Les prix spots en Italie, Suisse et Angleterre ont été constamment égaux ou supérieurs au prix français (70 à 145 €/MWh en Italie et 80 à 125 €/MWh en Angleterre), avec par conséquent un solde exportateur significatif vers ces pays.
L’impact de ce niveau de prix représente un impact limité pour le subventionnement de l’éolien et le solaire, à l’exception de la période 12h-17 h.

Synthèse

-L’état du parc de production français au printemps et en été 2023 permet de disposer d’une puissance pilotable mobilisable de l’ordre de 57 GW, dont 49 GW de production décarbonée (nucléaire, hydraulique, bioénergies).

-Le niveau de consommation les jours ouvrables évoluant dans une fourchette de 32 à 52 GW, avec une pointe de consommation méridienne, la France se trouve dans une situation permanente de solde exportateur vers les pays limitrophes.

-Il y a une synergie entre la production photovoltaïque et la production hydraulique, la production solaire permettant de ne pas faire appel à la production des barrages hydrauliques pendant les heures méridiennes, et au contraire de reconstituer des réserves d’eau par pompage dans les Stations de Transfert d’Énergie par pompage (STEP). La production solaire est par ailleurs synchrone avec les besoins de consommation liés à la climatisation.

-En cas de situation très ventée, le prix spot de l’électricité peut diminuer fortement, voire devenir passagèrement négatif (notamment lors des jours fériés ou le week-end), ce qui perturbe le fonctionnement du marché de l’électricité en affectant la rentabilité des moyens de production pilotables qui commercialisent sur le marché, avec notamment une forte modulation en baisse de la production nucléaire en France.

-Avec la perspective de forte augmentation de la capacité de production éolienne prônée par la Commission UE, cette situation va s’aggraver, sauf si une partie significative de la production éolienne peut être à l’avenir consacrée à la production d’hydrogène bas-carbone (en tandem avec la production nucléaire en France).

-Le prix spot de l’électricité oscille autour d’une valeur de l’ordre de 100 €/MWh, qui est cohérente avec le prix spot du gaz naturel, qui revient tout compris entre 100 et 110 euros (2×30 € de production de gaz + 35 € de coût CO2 + coût de la centrale) ; pour mémoire il faut plus de 2 MWh de gaz pour obtenir 1 MWh d’électricité.