La consommation électrique 2021 atteint 465,9 TWh, n’a pas retrouvée la consommation électrique 2019 de 473 TWh.
La production d’électricité 2021 atteint 517,2 TWh reste en deçà de la production électrique 2019 de 537,6 TWh.
En 2021, les exportations d’électricité ont atteint 51,5 TWh et les importations sont de 6,2 TWh (surtout en fin d’année), ainsi le solde d’exportation est de 45,3 TWh.
La production d’électricité 2021 de 517,2 TWh alimente la consommation électrique (465,9 TWh), l’exportation électrique (45,3 TWh) et le stockage hydroélectrique (STEP : 6,0 TWh).
En regardant de plus près les échanges d’électricité avec les pays voisins sur les deux derniers mois de l’année 2021, on constate que les importations massives sont localisées entre le 5 Novembre et le 25 Décembre inclus.
On constate que la production Eolienne sur cette période a été insuffisante (pas assez de vent) pour combler l’accroissement de la consommation, il a fallu recourir à l’importation d’électricité des pays voisins.
La production nucléaire reste stable pendant cette période, malgré la fermeture pour maintenance préventive de 2 réacteurs de 1 450 MW de la centrale de Chooz (Ardennes) mi-Novembre, suite à la détection de fissures dans la tuyauterie du circuit d’injection de sécurité (circuit de refroidissement de la centrale en cas d’accident) dans 2 réacteurs de 1 450 MW de la centrale de Civaux (Vienne). Ainsi cela fait 5,8 GW en moins, sur un parc de 61,4 GW.
La filière nucléaire a produit 360,32 TWh en 2021, ce qui correspond à un taux charge annuel de 67%. En supposant que la puissance nucléaire disponible sur les deux derniers mois de l’année n’est plus que de 55,6 MW, avec un taux de charge de 73,7% sur deux mois, on arrive a une production nucléaire de 360,3 TWh. Ainsi l’arrêt de 4 réacteurs de 1 450 MW ne met pas en péril la production électrique de la France, mais on arrive à la limite de la filière nucléaire.
En gros toutes les filières de production d’électricité ont un taux de charge en 2021 identique aux années précédentes, sauf la filière charbon. Bien que la puissance installée en 2021 des centrales à charbon se soit accrue que de 0,4 GW, pour attendre 1,8 GW, le taux de charge est passé à 24,3%, alors qu’il n’était que de 5 à 6% les années précédentes.
Les centrales à charbon encore en activité en France sont les suivantes :
- Cordemais (Loire-Atlantique) de 2 fois 600 MW appartenant à EDF,
- Saint Avold (Moselle) de 618 MW appartenant à GazelEnergie.
La filière charbon, avec 1,8 GW installé, ne représentant que 1,3% de la puissance installée globale. La ministre de la transition écologique Barbara Pompili a beau avoir autorisée à accroitre le temps de fonctionnement de 700 h à 1600 h, cela ne produira au mieux que 3,8 GWh pour 2140 h de fonctionnement (soit un taux de charge de 25%). Autant dire que cela ne représente rien avec seulement 7,5 ppm de la production globale.
Cela veut dire que les centrales à charbon ont été privilégiées aux centrales gaz (qui ont 6 fois plus de puissance installée et qui pourrait avoir un taux de charge bien supérieur au 28%) , qui sont pourtant moins émettrices de CO2 que les centrales charbon. On pourrait s’attendre à ce que le prix de la tonne de CO2 des centrales à charbon soit plus élevé, mais il semblerait que le prix du marché Spot soit à l’opposé de ce que l’on peut penser, et qu'il serait préférable d'acheter de l’électricité au prix fort sur le marché Spot, que d’utiliser du gaz, qui pourrait être vert ….
