Un résultat essentiellement dû aux bonnes conditions climatiques qui ont boosté la production hydraulique et celle des autres énergies renouvelables (éolien et solaire) et ont fait régresser le recours aux capacités thermiques fossiles (charbon, fioul et gaz). Les barrages et hydraulique au fil de l’eau ont ainsi représenté 68,3 TWh en 2018 des 548,6 TWh (+3,7%) produits par l’ensemble du parc installé en France, contre 53,6 TWh l’année précédente, grâce à un excédent pluviométrique qui a atteint plus de 40% sur les cinq premiers mois de l’année. C’est ainsi la deuxième meilleure année de production hydraulique depuis 2007, après 2013. De même, à la fois grâce à la météo et au développement de nouvelles capacités installées en solaire (+873 MW) et en éolien (+1 558 MW), le solaire photovoltaïque progresse de 11,0 %, à 10,2 TWh tandis que l’éolien, uniquement terrestre pour l’heure, atteint les 27,8 TWh (+15,3%).
Le nucléaire a également retrouvé un niveau conforme aux attentes de l’exploitant EDF, avec +3,7% à 393,2 TWh sur l’année 2018, ajoutant ainsi 14 TWh au score de l’année 2017 particulièrement mauvais, à l’aune des arrêts imprévus de réacteurs nucléaires.
Dans le même temps, la consommation d’électricité étant quasi-stable, légèrement en retrait de 0,3% à 474 TWH, en données corrigées des variations saisonnières (météo et nombre de jours sur l’année), le recours aux centrales thermiques classiques (charbon, fioul et gaz) a reculé fortement. Alors qu’en 2016 et 2017, elles avaient été mises largement à contribution pour palier la défaillance du nucléaire et de l’hydraulicité, en 2018, la production du thermique dit classique recule de 26,8%. En 2018, les centrales au charbon, appelées à sortir du parc en 2022, selon le désir du gouvernement, ont délivré 40,3% d’électricité en moins, tandis que celles au fioul baissaient en production de 26,6% et que le recours au gaz régressait de 23,6%.
Des exportations au rendez-vous
Conséquence des mouvements sur la production, avec une consommation stable, la France a retrouvé en 2018 son leadership sur les exportations en Europe. Le pays a ainsi un solde positif net (exportations 86,3 TWh moins importations 26,1 TWh) de 60,2 TWh sur l’ensemble des frontières. Sur la zone incluant l’Allemagne et le Benelux, le pays est aussi à nouveau exportateur net, de 6,1 TWh. RTE signale également que les exportations dépendent largement des prix de marché sur la zone européenne. Ainsi si les exportations sont à la hausse cela signifie également que le prix moyen du courant sur le marché en France sur l’année a été inférieur à celui des pays voisins. Et même si ce prix a progressé de 5 euros par MWh par rapport à 2017, pour atteindre les 50,2 €/MWh.
Ce solde exportateur largement positif en volume sur l’année, rappelle RTE, n’indique pas une surcapacité de production en France. En effet, c’est aussi la capacité disponible au moment de pointe qui compte, insiste RTE, faisant remarquer que les 96,6 GW ont été atteints le 28 février 2018. C’est ainsi que le nombre de situations tendues sur le mécanisme d’ajustement, l’un des grands outils du maintien de l’équilibre offre-demande à tout moment (donc en MW et pas en MWh), a augmenté en 2018, et tout au long de l’année (pas seulement en hiver). La cause principale, selon RTE, des mouvements sociaux dans le parc de production, notamment charbon et fioul, avec les arrêts annoncés par les pouvoirs publics, et quelques contraintes environnementales. Une bonne démonstration, juge RTE, pour affirmer que, malgré les 133 GW installés à fin 2018, le système électrique français est à « l’optimum » et loin d’être surcapacitaire…
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