Énergie en France

Énergie en France
Bilan énergétique (2008)
Offre d'énergie primaire (TPES)	271,5 M tep (11 367,2 PJ)
par agent	électricité : 44,5 % pétrole : 31 % gaz naturel : 14,6 % autres renouvelables : 5,4 % charbon : 4,5 %
Énergies renouvelables	7,7 %
Consommation totale (TFC)	144,7 M tep (6 058,3 PJ)
par habitant	4,2 tep
par secteur	industrie : 25 % transports : 34,7 % ménages et tertiaire : 48 % agriculture : 3 %
Électricité (2009)
Production	518,8 TWh
par filière	nucléaire : 75,2 % hydro : 11,9 % éoliennes : 1,5 %
Commerce extérieur (2008)
Importations	électricité : 0,9 Mtep pétrole : 114,8 Mtep gaz naturel : 37,7 Mtep charbon : 12,4 Mtep
Sources
Ministère de l'Écologie, de l'Énergie, du Développement durable et de la Mer L’énergie en France - repères, 2008

Le secteur économique de l'énergie en France comprend la production locale et l’importation d’énergies primaires, leur transformation éventuelle en agents énergétiques secondaires, le transport de ces agents et leur consommation finale, ainsi que les flux d'importations et d'exportations d’énergies.

La consommation finale d’énergie en France se fait sous la forme :

• de consommation de produits pétroliers (transport, chauffage, process industriel ...) ;
• de consommation de gaz naturel (chauffage, industrie, habitat ...) ;
• de consommation d'électricité ; (chauffage, habitat, industrie, ...)
• de consommation d'énergies renouvelables.

En 2008, l’énergie est consommée en France par les ménages et le secteur tertiaire (43 %), par le secteur des transports (31 % de la consommation finale totale), et par l’industrie et le secteur agricole (26 %).

En 2008, la production locale (indigène) d'énergie primaire représente 137 Mtep (essentiellement de l'électricité nucléaire), les importations totales d’énergie représentent 172 Mtep (essentiellement des produits pétroliers et du gaz dont la production locale est très faible), et les exportations (électricité et produits raffinés) représentent 34 Mtep.

La production d’énergie en France se fait essentiellement sous forme de production d'électricité (121 Mtep en 2008, sur un total de 137 Mtep produites). La production d’électricité en France est faite pour 76,5 % par l’industrie nucléaire en France ; la France est le second producteur d'énergie nucléaire au monde après les États-Unis. Le reste de la production d’électricité est assurée à partir de sources d’énergie renouvelables (production hydroélectrique, et marginalement énergie solaire et éolienne) et de centrales thermiques. Le réseau électrique est de plus en plus interconnecté avec les réseaux des pays voisins.

Le secteur de l'énergie français est en phase de dérèglementation, notamment sous la pression de l’Union européenne. Le statut de deux acteurs principaux, GDF SUEZ et Électricité de France, a évolué au cours des années 2000. Les principaux autres acteurs sont ENI, Direct Énergie, Total, Poweo.

La France utilise de nombreux agents énergétiques primaires pour répondre à ses besoins. Ces agents sont de différents types et proviennent pour une grande partie de l'importation.

Agent énergétique indigène

Les énergies renouvelables sont les énergies qui sont régénérées naturellement et inépuisables à l'échelle temporelle de notre civilisation.

La France a un fort potentiel hydraulique et géothermique. Elle possède la première forêt d'Europe occidentale. Le « gisement » éolien de France métropolitaine est le deuxième en Europe continentale après celui-ci du Royaume-Uni, grâce à une façade littorale large et bien exposée, permettant l'éolien offshore. Les départements d'outre-mer ont également un « gisement » éolien important.

La France est le second pays producteur d'énergies renouvelables de l'Union européenne, essentiellement grâce à ses ressources en bois et hydroélectricité. En 2008, les énergies renouvelables ont fourni 19 Mtep soit 13,9 % de la production française d’énergie primaire.

Charbon

Le charbon a longtemps constitué la principale source d'énergie en France. En effet, le sous-sol français en était riche, une des premières mentions d'exploitation remonte au XIII siècle les moines de Cendras (dans le Gard), percevaient une rente pour l'exploitation du charbon. Au XVIe siècle l'ensemble des gisements de faible profondeur étaient déjà exploités. Au XVIIe siècle le charbon du bassin houiller de la Loire alimentait les villes la vallée du Rhône de Lyon à Marseille. L'exploitation industrielle dans le nord commença en 1720. Par la suite la révolution industrielle a accéléré cette exploitation et diversifié les sites d'exploitation (1815 en Lorraine). La Seconde Guerre mondiale marque un changement, auparavant les mines étaient exploitées par des compagnies privées, la loi de nationalisation du 17 mai 1946 organise l'exploitation du charbon en dix établissements publics à caractère industriel et commercial (EPIC). Cette époque est marquée par d'importants besoins énergétiques dus à la reconstruction du pays et par la suite à une augmentation des besoins énergétiques liée au développement économique. La production nationale atteint un maximum en 1958 avec environ 60 millions de tonnes. Dans les années 1960, cette production diminue pour arriver à un volume de 29,1 millions de tonnes en 1973. La diminution de production continue au cours des années suivantes pour ensuite s'accélérer à partir de 1984. En 1994, le pacte charbonnier est signé par les pouvoirs publics. Il vise à l'arrêt de l'exploitation du charbon. La Houve, la dernière mine encore en exploitation, ferme en avril 2004

Au cours de cette période d'exploitation, 4 465 millions de tonnes de charbon ont été extraits, dont 2 275 millions de tonnes dans le Nord-Pas-de-Calais, 693 en Lorraine et 1 497 millions de tonnes dans le Centre-Midi.

Pétrole

En 2008, environ 1 million de tonnes de pétrole est exploité du sous-sol français contre l'équivalent de 50 000 tonnes de carburant en 1939, cela représente 1,5% de la consommation annuelle. Le pétrole extrait provient à environ 60% du bassin parisien, 40% du bassin aquitain et moins de 1% d'Alsace. Des hydrocarbures sont aussi extraits de l'exploitation du gaz naturel, cela représente 39 milliers de tonnes. Les réserves présentes dans le sous-sol français correspondent à deux mois de la consommation nationale. Au rythme auquel ces réserves sont exploitées, elles sont estimées à 18 ans.

La France découvre les premières réserves de pétrole brut dans le Sahara algérien en 1956, en pleine guerre d'indépendance de l'Algérie. En mars 1957, le général de Gaulle se rend sur place, avec son conseiller Jacques Foccart, pour constater l'importance stratégique du gisement . Les accords d'Évian sauvegarderont les intérêts pétroliers français, jusqu'à la nationalisation en 1971.

Gaz naturel

Dans les années 1970, la consommation nationale de gaz naturel était assurée à environ 33% par la production nationale. La demande croissante et la diminution des ressources font qu'en 2007 98% de la consommation provient des importations. Au 1 janvier 2007, les réserves se montent à d'environ 6 milliards de m, soit 5 à 6 ans de production actuelle ou 1 à 2 mois de la consommation nationale.

Agent énergétique importé

Les combustibles fossiles sont des matières premières énergétiques issues de roches issues de la fossilisation des êtres vivants : pétrole, charbon, gaz naturel, tourbe... La combustion de ces combustibles produit des quantités d'énergie importantes, elles sont utilisées afin de répondre à certains besoins énergétiques et ce de différentes façons. La France est globalement très dépendante des importations pour ces agents énergétiques.

Pétrole et produits pétroliers

Depuis 1999, les importations de pétrole brut fluctuent entre 80 et 86 millions de tonnes pour s'afficher à 83 millions de tonnes en 2008 . Ce pétrole provient essentiellement de quatre zones géographiques : l'Afrique (29%), les pays de l'ex-URSS (29%), le Moyen-Orient (22%) et la Mer du Nord (20%). L'importation de pétrole se fait par oléoducs et par voies maritimes (notamment par les grands ports pétroliers français : Antifer, Fos-sur-mer, Montoir-de-Bretagne...). La France a la particularité de consommer, en proportion, plus de gazole, et moins de carburant de type essence, que la plupart des pays. L'infrastructure de raffinage du pays ne peut satisfaire ce déséquilibre, et la France importe donc du diesel, en plus du pétrole brut, et exporte de l'essence, à hauteur d'environ 30 % des volumes d'hydrocarbures liquides.

Charbon

En 2008, la France a importé 14,2 Mtep de charbon provenant principalement de l'Australie (26%), des États-Unis (18%), de l'Afrique du Sud (15%) et de la Colombie (9%). Les charbons arrivent en France par voies maritimes essentiellement par les ports de Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre/Rouen et Saint Nazaire/Montoir.

Gaz naturel

En 2008, la France a importé 40 Mtep de gaz naturel , ces importations provenant principalement de la Norvège (28 %), des Pays-Bas (16 %), de l'Algérie (14 %) et de la Russie (13 %) . Les importations de gaz sont réalisées, selon la provenance, soit par gazoduc soit par voies maritimes (méthaniers, par les ports de Fos-sur-Mer et Montoir-de-Bretagne). 2 % du gaz naturel consommé est extrait en France, des gisements de Lacq et de Trois-Fontaines.

Énergie nucléaire

La prospection d'uranium a débuté sur le territoire national en 1946. En 1948 un gisement très important est découvert à La Courzille. En 1955 d'autres gisements sont localisés dans des granitoïdes dans le Limousin, dans le Forez, en Vendée et dans le Morvan. Par la suite la prospection s'est étendue à des formations issues de l'érosion de massifs cristallins anciens, au nord et au sud du Massif central. La dernière mine d'uranium, à Jouac, a fermé en 2001. Selon l'Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE), les ressources présumées se montent à 11 740 tonnes d'uranium.

Électricité de France, l'exploitant des centrales nucléaires françaises, disposait en 2005 de stocks d'uranium équivalent à trois ans de consommation prévisionelle.

Trois types de combustibles nucléaires sont utilisés dans le parc nucléaire français :

• de l'oxyde d'uranium (UOX) enrichi obtenu à partir d'uranium naturel pour la plus grande part ;
• du combustible mixte d'oxyde d'uranium et de plutonium (MOX) ;
• de l'oxyde d'uranium réenrichi (URE) obtenu à partir d'uranium de traitement.

En 2008, l'uranium naturel utilisé en France est intégralement importé. 70 000 tonnes d'uranium ont été extraites du sol français jusqu'à la fermeture de la dernière mine Le Bernardan, en Haute-Vienne, en mai 2001.

Le combustible MOX est fabriqué à partir du plutonium issu du traitement des combustibles nucléaires irradiés et d'uranium appauvri des stocks constitués lors de l'enrichissement de l'uranium naturel. Le combustible URE est fabriqué à partir de l'uranium issu du traitement des combustibles nucléaires irradiés.

Énergies renouvelables

En 2009, la production d'énergie renouvelable atteignait 19 Mtep soit prés de 14% de la production d'énergie française (indigène).

On peut noter que le bois et l'hydraulique représentent encore plus de 75% de la production d'énergies renouvelables en France, malgré une forte poussée de l'éolien (+40% en un an) et surtout des agrocarburants (+78%).

De l'énergie primaire consommée à l'énergie finale consommée

Pour couvrir tous ses besoins énergétiques, la France utilise (consomme) de l'énergie primaire. Cette énergie primaire provient d'une production indigène et d'importations auxquelles il faut soustraire les exportations et l'ajuster des variations de stocks et des soutes maritimes internationales.

Ces ressources sont ensuite employées (consommées ou perdues) par différentes branches ou filières : Filière énergétique qui transforme l'énergie , branche non énergétique (bitume, chimie,...) et enfin la branche de consommation énergétique qui correspond à la consommation finale d'énergie par les utilisateurs.

Tout ceci peut se résumer par un tableau sous forme de bilan Ressources/Emploi.

Énergie primaire consommée par type d'agent énergétique

La croissance de la consommation d'énergie primaire se réduit progressivement depuis les années 1970 ; la consommation croît faiblement depuis 2000 où la consommation avait été de 269 Mtep. La consommation de charbon et de pétrole a nettement décru depuis 1973 alors que le gaz naturel, l'électricité primaire et les énergies renouvelables* ont vu leur consommation augmenter depuis cette date.

ENRt* : ÉNergies Renouvelables dite "Thermique", soit autre que l'énergie dite de "Haute Enthalpie", c'est-à-dire autre que l’électricité hydraulique, éolienne, photovoltaïque et géothermique . Les ENRt comprennent, le bois de chauffage, les déchets, la géothermie valorisée sous forme de chaleur, le solaire thermique , les résidus de bois et de récoltes, les biogaz, les biocarburants et les pompes à chaleur. Dans les bilans de l’énergie, l’électricité primaire d’origine hydraulique , éolienne, solaire photovoltaïque et géothermique , bien que " renouvelable ", est classée dans la colonne " Électricité primaire".

Énergie primaire consommée par la filière énergétique

En France, la consommation de cette branche correspond à un peu plus de 60 % de l'énergie finale consommée, c'est-à-dire que cette filière consommerait à elle seule 60 % de ce qui est consommé par les utilisateurs finaux que sont les ménages et les industries. Ce constat est très surprenant et pour le comprendre il convient d'analyser les différents postes de consommation de cette branche, par ordre d'importance :

• Ajustements : par convention, on ajuste l'énergie primaire nécessaire à la production d'énergie secondaire. On définit, selon le type d'énergie primaire (électricité thermo-nucléaire ou géothermique,...), la quantité d'énergie nécessaire à la production de l'énergie secondaire (électricité). Ainsi, on considère qu'il faut environ 3 TEP d'énergie nucléaire pour produire 1 TEP d'énergie électrique. C'est comme si l'on considérait que le rendement d'une centrale nucléaire était de 33%. Pour comparaison, le rendement d'une centrale thermique à pétrole est d'environ 35 %. Comme la France produit énormément de Kwh d'origine nucléaire, les pertes théoriques ou ajustements sont eux aussi énormes.
• Pertes : il s'agit des pertes des transformateurs électriques, des pertes des lignes électriques ...
• Production d’électricité thermique : il s'agit des pertes dues au rendement des centrales thermiques à flamme (hors nucléaire).
• Usages internes : il s'agit pour une grande partie de l'énergie nécessaire à la purification de l'uranium naturel.
• Raffinage : Pertes lors du raffinage des produits pétroliers.

Énergie primaire consommée par la branche non énergétique

Cette branche comprend notamment les consommations de :

• goudrons de houille utilisés à des fins non énergétiques,
• produits pétroliers utilisés dans la pétrochimie comme le GPL, le naphta, le gazole
• produits pétroliers utilisés pour le bitume pour les routes, lubrifiants pour les moteurs, white-spirit, essences spéciales, paraffines, cires, coke de pétrole calciné,...
• gaz en tant que matière première dans les industries chimiques et para-chimiques.

En France, la consommation de cette branche correspond à un peu moins de 10 % de l'énergie finale consommée.

Énergie finale consommée

En 2007, la consommation finale d’énergie se répartie pour 25 % dans la production industrielle et agricole, pour 32 % dans la consommation des ménages et du secteur tertiaire, et pour 44 % dans le secteur des transports.

En 2007, la consommation finale d’énergie représente moins de 5,5 % de la consommation totale des ménages.

En 2007, la consommation finale d’énergie se fait :

• à 49 % sous forme de produits pétroliers ;
• à 22 % sous forme d'électricité ;
• à 21 % sous forme de gaz ;
• à 7 % sous forme d'énergies renouvelables et de déchets (bois) ;
• à 4 % sous forme de charbon et de coke.

La consommation totale de pétrole raffiné en France est donnée par le tableau suivant :

Production

En 2007, la production nette d'électricité se monte à 554,4 TWh, les centrales nucléaires en produisant 418,6 TWh (76.9%), les centrales hydrauliques 63,4 TWh (11.6%), les centrales thermiques 58,4 TWh (10.7%) et les autres énergies renouvelables 0,7 TWh (0.1%)

Centrales thermiques nucléaires

En 2008, la France comptait 58 réacteurs nucléaires répartis dans 19 centrales. L'ensemble des installations nucléaires correspond à une puissance électrique totale de 63 GW et une production en 2006 de 428,7 TWh. Les trois principales centrales nucléaires en France sont la centrale de Cattenom (37,4 milliards de kWh par an), la centrale de Gravelines (37,2 milliard de kWh par an) et la centrale de Paluel (30 milliards de kWh par an), d'après le site [2] consulté le 26 mai 2010.

Centrales hydroélectriques

La production hydroélectrique représente l'équivalent de 5 milliards de tep en 2007.

Centrales thermiques classiques

Les centrales thermiques à flamme utilisent du charbon, du gaz naturel, de la biomasse, ou des dérivés du pétrole comme produits de base, la chaleur dégagée par leur combustion permettant de générer de l'électricité. En 2007, les centrales thermiques ont produit 62 TWh d'électricité. Cela représente 10,8 % de la production brute totale d'électricité en France.

1500 ktep de pétrole non raffiné sont consommés dans les centrales électriques thermiques.

Autres

En 2008, l’énergie éolienne en France est moins développée que dans d'autres pays européens, malgré une nette hausse de la production annuelle à partir des années 2005. La puissance totale installée en France est de 3,968 GW en fin 2008. La production en 2008 s'est élevée à 5710 GWh.

De nombreux projets de fermes éoliennes ont été bloqués depuis la fin des années 1990 y compris en offshore pour des raisons de protection des paysages, en raison de problèmes de munitions immergées sur les sites concernés ou pour d'autres raisons. Des expérimentations régionales d’atlas éolien et de zonage des zones par critères de vent, et patrimoniaux (paysage, écosystèmes), avec une première carte en région Nord-Pas-de-Calais… ont abouti à des dispositifs de concertation, depuis rendus obligatoires par la loi de programme n° 2005-781 qui institue des zones de développement de l’éolien (ZDE). Ces zones sont dessinées par les préfets sur proposition des communes concernées, en intégrant le respect du patrimoine environnemental et bâti, et les capacités de connexion au réseau électrique). Les éoliennes installées dans ces ZDE pourront bénéficier de l’obligation d’achat du courant, avec une fourchette de puissance (minima - maxima) fixé pour chaque ZDE). Les quelques parcs existants avant l’application de la loi bénéficient aussi du système d’obligation d’achat.

Parmi les projets :

• Projet offshore de 21 éoliennes ancrées à 23 mètres de fond, pour 105 MW installés (opérationnels au mieux fin 2009), à environ 7 km au large de Veulettes-sur-mer (Seine-Maritime) ;
• Sept fermes éoliennes terrestres pour un total de 278 MW, répartis en Bourgogne, Centre, Haute-Normandie, Languedoc-Roussillon, Midi-Pyrénées et Picardie.

Dans le cadre de l’initiative européenne pour la croissance, une « Initiative de croissance franco-allemande pour l'énergie éolienne » a été décidée lors de la Conférence Renewables 2004 et lancée fin 2006, visant une mutualisation des savoirs et savoir-faire en matière de financement, programmation et réglementation des projets éoliens.

Transport de l'électricité

En France, le transport de l'électricité entre les sites de production et de consommation est assuré par Réseau de transport d'électricité (RTE). Compte tenu de la centralisation des centres de production, les pertes d'énergie liées transport de l'électricité produite s'élèvent en moyenne à 2,5%.

Importation et exportation

Depuis 1981, la production française d'électricité est supérieure à la demande intérieure et la France est exportatrice nette d'électricité (environ 60 TWh en 2006). Le solde des échanges est positif avec tous les pays voisins, principalement avec l’Allemagne, le Royaume-Uni et l’Italie.

Consommation

Une Loi de programme n° 2005-781 du 13 juillet 2005 fixe les orientations de politique énergétique française, avec deux objectifs :

• maîtriser les consommations énergétiques et faire des économies d’énergie ;
• développer une offre diversifiée s'appuyant en priorité sur les filières de production d’énergie sans émission de gaz à effet de serre, tout en limitant la dépendance vis-à-vis des approvisionnements en matière fossile.

Les sous-objectifs sont :

• atteindre une baisse de l’intensité énergétique finale de 2 % par an d’ici à 2015 (rapport entre la consommation d’énergie et la croissance économique) et de 2,5 % sur la période 2015 à 2030 ;
• produire 10 % des besoins énergétiques français à partir d’énergies renouvelables avant fin 2010 (avec objectifs chiffrés pour chaque vecteur énergétique en 2010)
• production intérieure d’électricité d’origine renouvelable à hauteur de 21 % de la consommation en 2010 ;
• augmenter de 50% la production de chaleur renouvelable (soit environ + 5 Mtep) ;
• augmenter la part des agrocarburants et autres carburants renouvelables dans les carburants utilisés pour le transport : 5,75 % au 31 décembre 2008, 7 % au 31 décembre 2010 et 10 % au 31 décembre 2015 ;
• développer la recherche sur l’efficacité énergétique, les agrocarburants ou carburants synthétiques de deuxième génération issus de la biomasse, le captage et le stockage géologique du CO₂, le photovoltaïque, l'hydrogène et les piles à combustible, le stockage de l'énergie et le développement conjoint de la chimie du végétal et de bioénergies au sein de bioraffineries.

Des objectifs quantitatifs par filière ont été définis, par filières et pour les horizons 2010 et 2015, visant 21% de consommation intérieure d’électricité d’origine renouvelable en 2010.

En 2007, dans le cadre du Grenelle Environnement, des objectifs ont été définis, notamment en faveur des énergies renouvelables.

La France est contrainte par la politique énergétique de l'Union européenne. La France s’est engagée dans le cadre de l’Union européenne à respecter des objectifs :

• l'objectif européen des « 3x20 en 2020 »
• le principe du « Facteur 4 » (division par quatre de ses émissions d’ici à 2050, pour stabiliser les émissions de gaz à effet de serre au niveau de 1990)
• l'augmentation de la production d’énergie renouvelable pour atteindre ou dépasser 20% d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie en 2020.

La France contribuent aux décisions dans le cadre européen, notamment avec la Commission européenne . Ces décisions aboutissent à des recommandations ou des obligations

Le gouvernement français définit et met à jour un plan climat. Il oblige notamment Électricité de France à racheter l’électricité produite par des particuliers ou des entreprises, issues de sources renouvelables, à des tarifs de rachat plus élevés que le prix de marché (contrat de 15 à 20 ans). Une prime supplémentaire peut prendre en compte la contribution de la production des filières à « la réalisation de d’objectifs tels que la qualité de l’air, lutte contre l’effet de serre, maîtrise des choix techniques d’avenir ». Au final, le coût de ses énergies est reporté sur les consommateurs d'électricité.

Des crédits d'impôts (au taux majoré de 50% au 1er janvier 2006, valable en 2007) sont mis en place pour encourager les équipements des ménages fonctionnant avec une source d’énergie renouvelable (ex : alimentation solaire photovoltaïque).

Un système de traçabilité de l'électricité (« garanties d’origine ») a été mis en place pour permettre aux particuliers de choisir, contre un surcoût, l'origine de leur électricité.

Pour atteindre ses objectifs nationaux et remplir sa part des engagements européens, la France a lancé en 2003-2004 des appels d’offres pour encourager la production d'énergie à partir de la biomasse (chaleur, biogaz…) et de l’éolien (dont offshore).

En 2005, avaient été retenus :

• 14 projets biomasse (216 MW prévus)
• un projet biogaz (16 MW prévus).

Ces projets valorisaient des sous-produits agricoles, sylvicoles ou industriels (ex : marc de raisin, bois en plaquettes pour chaudière-bois, boues d’épuration de papeterie), avec au total 81,5 MW installés début 2007, ce qui reste très modeste par rapport à ce qui se fait en Europe du Nord.

Un nouvel appel d’offres "biomasse" européen a été lancé fin 2006 comprenant une tranche de 220 MW destinée à des installations d’une puissance supérieure à 9 MW et une tranche de 80 MW pour des installations situées entre 5 et 9 MW. Les projets déposés mi 2007 sont examinés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

En mars 2007, le Centre de valorisation organique de Sequedin a été mis en activité près de Lille. Il assure le traitement des déchets, extractant du biogaz qui sert de carburant à une centaine de bus des transports urbains de la métropole lilloise. Il permet d'économiser l'équivalent de 4,48 millions de litres de gazole par an.

L’industrie de l'énergie en France représente 1,9 % du PIB en 2007, et environ 194 000 emplois directs et indirects .

La facture énergétique totale de la France est passée de 15 milliards d'euros courants environ entre 1985 et 2000 à plus de 45 milliards d'euros à la fin des années 2000, en raison de la forte augmentation du prix du pétrole.

L’intensité énergétique de l’économie française a diminué de 45 % depuis les années 1970, rendant l'économie moins dépendante des fluctuations de prix du pétrole, par rapport aux années 1970 marquées par les deux chocs pétroliers.

Prospective

Les scénarios prospectifs du régulateur français de l'électricité montrent des besoins en capacité de production à moyen et long termes. En particulier, les capacités de production électro-nucléaires vont diminuer avec la fermeture progressive des réacteurs arrivant en fin de vie. Le prochain arrêt d'une centrale nucléaire française devrait intervenir lorsque Fessenheim, la plus ancienne centrale actuellement en exploitation, aura atteint la fin de vie. Dans ce cadre, le gouvernement français a prévu de construire de nouveaux réacteurs nucléaires, de type REP. Une nouvelle tranche est en construction à Flamanville.

Le besoin en capacité nouvelle à court terme est contesté, car :

• Le solde de la production électrique française (exportations moins importations) est largement positif. Il suffirait donc de réduire les exportations pour réduire le besoin en capacité nouvelle, ce qui impliquerait cependant une évolution de la production électrique dans les pays importateurs, mais également en France (en période de pointe de consommation, la France peut être importatrice d'électricité) ;
• le remplacement annoncé pour 2015 de l'usine Georges-Besse d'Eurodif (enrichissement de l'uranium par diffusion gazeuse) par une nouvelle usine appelée Georges-Besse 2 (enrichissement de l'uranium par ultracentrifugation, procédé 50 fois moins consommateur d'électricité), permettra d'injecter dans le réseau la totalité de la puissance de la centrale nucléaire du Tricastin (néanmoins la date de lancement de Georges-Besse 2 correspond à la fin de vie de la centrale nucléaire de Fessenheim, probablement prévue entre 2017 et 2020) ;
• il existe des scénarios énergétiques rendant compte de la possibilité de diminuer la consommation électrique par une politique de maîtrise de l'énergie. Sous la condition de réalisation de ces scénarios, il n'y a pas à court terme de besoin en capacité nouvelle de production. Les promoteurs de ces scénarios estiment dès lors que l’augmentation des capacités de production d’électricité en France n'est pas justifiée.

La recherche

Recherche dans l'industrie nucléaire

Des recherches sont en cours pour les réacteurs de troisième et quatrième générations.

Recherche dans le secteur des énergies renouvelables

Trois pôles de recherche existent en France :

• Pôle DERBI (développement des énergies renouvelables pour le bâtiment et l’industrie), en Languedoc-Roussillon,
• Pôle TENERRDIS (technologies des énergies renouvelables en Rhône-Alpes, Drôme, Isère, Savoie),
• CapEnergies (énergies non émettrices de gaz à effet de serre), en régions Provence-Alpes-Côte d’Azur et Corse,

Géothermie

En 2008, le programme européen de géothermie en place à Soultz-sous-Forêt prend fin, laissant une plate forme qui parallèlement à sa fonction de production peut devenir un lieu de recherche (acquisition et valorisation des données acquise durant le fonctionnement de ce prototype ; étude des mécanismes de création et maintien d'échangeurs thermiques profonds, qualification des équipements). La France vise la création pour 2015 de pilotes faisant suite à ce prototype scientifique pour significativement valoriser cette énergie vers 2030.

Solaire thermique, photovoltaïque, solaire thermodynamique

Un Commissariat à l'énergie solaire a été créé en 1978, qui a depuis fusionné avec l'ADEME.

Thermique : les panneaux sont d'ores-et-déjà largement rentables et rapidement amortis, mais la recherche permettra peut-être encore des améliorations.

Photovoltaïque : Le coût des panneaux solaires photovoltaïques est encore relativement élevé, mais il a nettement baissé au cours des 15 dernières années. Les recherches sur différents axes (techniques moins chères avec les couches minces, ou bien cellules aux rendements plus élevés) permettent d'espérer des améliorations sensibles. La filière se développe déjà massivement dans plusieurs pays (Allemagne, Espagne, USA), ce qui devrait contribuer à en diminuer les coûts.

Solaire thermodynamique : cette technique est en plein développement (les USA et l'Espagne étant pionniers) et semble très prometteuse à court terme dans les zones très ensoleillées.

La centrale solaire Thémis fut active de 1983 à 1986, fermée par le gouvernement Chirac faute de rentabilité. Le Four solaire d'Odeillo, un laboratoire d'1 MW, est encore en activité.

Éolien

Pour l'éolien, la recherche vise à réduire les coûts et anticiper les déploiements, ainsi que de nouveaux concepts (petites éoliennes, éoliennes horizontales, utilisation optimale du vent par une nouvelle aérodynamique…). La Champagne-Ardenne produit 102 MW grâce à l'énergie éolienne. Elle se situe derrière la région Centre avec 245 MW suivis du Languedoc-Roussillon et de la Bretagne. Deux parcs éoliens existent en Basse-Normandie (parc éolien de Gavray et parc éolien du Hamel au Brun), produisant 4 MW.

Hydroélectricité

La grande hydroélectricité est déjà développée en France ; ses impacts environnementaux (fragmentation écologique des cours d’eau, perturbation de la faune piscicole) pourraient être réduits (suivi et anticipation des débits et ressources, suivi et gestion des sédiments). L'énergie pourrait être couplée avec d’autres (éolien ou solaire, incluant des systèmes hybrides de production ou utilisation de l’hydrogène). Dès les années 1930, une centrale hydroélectrique était construite sur le lac Noir, dans les Vosges. L'aménagement hydroélectrique Durance-Verdon, qui débuta en 1955, fut achevé en 1992. En Bretagne, l'usine marémotrice de la Rance, qui utilise l'énergie de la marée, est la première du genre au monde. Des prototypes Searev, pour récupérer l'énergie des vagues, sont testés depuis 2003.

La petite hydroélectricité pourrait être développée.

Stockage de l’énergie et réseaux intelligents

Le stockage de l'énergie peut être amélioré. Notamment, les sources d'énergies renouvelables sont très fluctuantes, et l’électricité se stocke mal. L'amélioration des réseaux de transport d’énergie permettrait de diminuer la consommation.