La situation est suffisamment grave pour ne pas se taire.
Vous avez aimé l'énorme augmentation de votre facture d'électricité, vous allez aimer la suite!
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Enfin publiée, la PPE ressemble à ce que l'on pouvait craindre: un catéchisme où les chiffres jouent le rôle des psaumes, les courbes remplacent la métaphysique, et où l’optimisme est obligatoire. C’est une déclaration de foi dans la capacité française à faire simultanément plus, mieux, moins cher, plus vite, tout en rassurant tout le monde…
La PPE annonce que l’on va augmenter la production électrique décarbonée à 650–693 TWh en 2035, contre 458 TWh en 2023. Le saut est colossal. Pour le justifier, on invoque la grande idée structurante du document : l’électrification massive des usages. Pour sortir de la dépendance aux fossiles importés, c'est un peu le nouveau mantra, il faut électrifier. Le gouvernement annonce même une « grande initiative nationale en faveur de l’électrification du pays ». Or la PPE évite soigneusement de poser les questions qui fachent: électrifier quoi exactement, et à quel coût ? |
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Ce graphique est révélateur. La part de l’électricité est supposée passer de 27% en 2023 à 34% en 2030. Le message est limpide : l’électricité va naturellement remplacer le reste. Comme si l’électrification était un phénomène organique, spontané, aussi simple qu’une mise à jour logicielle.
On annonce des mesures, des aides, des prolongations de dispositifs, et même un grand plan national… Mais électrifier, ce n’est pas simplement changer une couleur sur un histogramme. C’est reconstruire des réseaux, transformer des usines, changer des flottes de véhicules, rénover des millions de logements, gérer des pointes de consommation .. |
Le graphique, lui, ne montre pas les lignes haute tension, les postes de transformation, les délais, les oppositions locales, les surcoûts, ni la réalité des pointes hivernales. Il montre un monde où l’électricité monte comme une marée tranquille. Une vision administrativement apaisante. On dirait un programme de régime : « en 2030, nous n’aurons plus que 40% de gras ».
Mais l’énergie, contrairement au poids, ne se perd pas par bonne volonté : elle se remplace par des infrastructures concrètes, lentes, coûteuses et politiquement explosives. Du coup, la demande s'obstine à stagner...
Mais l’énergie, contrairement au poids, ne se perd pas par bonne volonté : elle se remplace par des infrastructures concrètes, lentes, coûteuses et politiquement explosives. Du coup, la demande s'obstine à stagner...
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Le souci est que l’optimisme ambiant masque une mécanique économique implacable. Si l’on produit trop, mais qu’on ne consomme pas assez, le prix au MWh grimpe mécaniquement, même si l’électricité elle-même est « bon marché » sur le papier.
Et dans un scénario de surcapacité, la France doit moduler davantage son nucléaire. Pendant ce temps, les renouvelables doivent être écrêtées. |
Et il se trouve que la PPE assume déjà implicitement cette absurdité : on prévoit un écrêtement 2 à 3 fois plus important qu’en 2025. C’est-à-dire : installer des capacités inutilisables précisément aux heures où elles produisent le plus. Absurdité technique. Absurdité financière. Absurdité politique. Mais tout cela devient, en novlangue, une « flexibilité »...
Le problème, c’est que la PPE raisonne comme si la consommation allait mécaniquement suivre la production. Or c’est l’inverse qui se produit en Europe : la demande d’électricité baisse depuis quinze ans. Non pas parce que les Européens sont devenus ascètes, mais parce que l’électricité est devenue trop chère, pour les ménages comme pour les entreprises.
Le problème, c’est que la PPE raisonne comme si la consommation allait mécaniquement suivre la production. Or c’est l’inverse qui se produit en Europe : la demande d’électricité baisse depuis quinze ans. Non pas parce que les Européens sont devenus ascètes, mais parce que l’électricité est devenue trop chère, pour les ménages comme pour les entreprises.
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L’Agence Internationale de l’Energie reconnaît d’ailleurs que le niveau de demande de 2021 ne sera retrouvé… qu’en 2028. Soit sept ans pour simplement revenir au point de départ…
Et cela ne risque de ne pas se matérialiser. Notamment parce que l’Europe a déjà cueilli les « fruits faciles » : décarbonation partielle, efficacité énergétique, fermetures industrielles... Reste désormais à affronter le dur : bâtiments, transports, agriculture, chauffage… Tout ce qui coûte encore plus cher, prend du temps, fâche les électeurs et fragilise encore davantage l’économie... |
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La PPE pousse l’audace jusqu'à promettre que le coût public des ENR décroîtra jusqu’à presque zéro vers 2060.. comme si la réalité budgétaire était programmée à l’avance. Or cette baisse dépend entièrement d’un “scénario de prix médian” non explicité et surtout ne comptabilise que le coût direct des contrats, en oubliant l’essentiel : les coûts système (réseaux, stockage, back-up, mécanismes de capacité, modulation du nucléaire...), qui augmentent précisément aves la hausse de la part d’ENR !
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Le soleil et le vent sont gratuits, mais les transformer en électricité fiable suppose des réseaux renforcés, des capacités massives de stockage, des moyens pilotables pour compenser les heures sans, et un système complexe chargé d’absorber les fluctuations qui ne tombent pas du ciel..
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Et pendant ce temps, les objectifs ENR explosent. La PPE prévoit 65 à 98 GW de photovoltaïque, contre 22,7 GW en 2023 : ce qui revient à tripler à quadrupler la puissance installée. Dans le même temps, la PPE suppose une multiplication par quinze du parc éolien offshore entre 2023 et 2035.
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Au fond, la PPE ressemble à une France qui a remplacé la stratégie par la croyance : croyance que l’on peut multiplier les éoliennes, tripler le solaire sans saturer le réseau, électrifier les usages, et maintenir cela à des prix « compétitifs », le tout sans accepter le nucléaire comme pilier central...
La compétitivité est partout proclamée, mais l’expérience européenne témoigne bien partout du fait que lorsque l’électricité devient structurellement chère, l’industrie ne s’adapte pas. Elle part ou elle meurt.
Enfin, peut-être est il temps de reconnaitre que la PPE est moins une stratégie qu'une méthode de gouvernement. Une méthode où l’on annonce des objectifs, où l’on subventionne, où l’on impose, où l’on réglemente, et où l’on corrige ensuite, à coups de dispositifs, les déséquilibres créés par les objectifs eux-mêmes... Ce n’est plus la planification énergétique au service du pays, mais le pays mis au service d’une planification…
La compétitivité est partout proclamée, mais l’expérience européenne témoigne bien partout du fait que lorsque l’électricité devient structurellement chère, l’industrie ne s’adapte pas. Elle part ou elle meurt.
Enfin, peut-être est il temps de reconnaitre que la PPE est moins une stratégie qu'une méthode de gouvernement. Une méthode où l’on annonce des objectifs, où l’on subventionne, où l’on impose, où l’on réglemente, et où l’on corrige ensuite, à coups de dispositifs, les déséquilibres créés par les objectifs eux-mêmes... Ce n’est plus la planification énergétique au service du pays, mais le pays mis au service d’une planification…
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La production nucléaire française
La France possède l'un des parcs nucléaires les plus importants au monde. Sa constitution repose sur un ensemble de réacteurs répartis sur plusieurs sites, avec une architecture standardisée, ce qui en fait un cas unique au niveau international. Voici un aperçu de la composition et des caractéristiques principales du parc nucléaire français. Structure et Répartition des Réacteurs Le parc nucléaire français est composé de 56 réacteurs nucléaires répartis sur 18 sites à travers le pays. Ces réacteurs sont de type réacteur à eau pressurisée (REP), une technologie qui domine dans le monde. Le parc est majoritairement exploité par Électricité de France (EDF)**, le principal fournisseur d'électricité en France. Capacité de Production Les réacteurs nucléaires français ont une capacité de production totale d'environ **61,4 gigawatts électriques (GWe)**, ce qui représente environ **70% de la production d'électricité** du pays (bien que cette proportion puisse fluctuer en fonction de la demande et des arrêts de maintenance). Ce pourcentage place la France en tête des pays les plus dépendants de l'énergie nucléaire pour leur production électrique. |
Source IRSN
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Types et Générations de Réacteurs
Les réacteurs français se divisent en plusieurs tranches de capacité et de générations :
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Les réacteurs français se divisent en plusieurs tranches de capacité et de générations :
- Tranches de 900 MWe : Ce sont les réacteurs les plus anciens, avec un total de 32 réacteurs, construits principalement dans les années 1970-1980. Ils sont répartis sur des sites comme Tricastin, Gravelines et Dampierre.
- Tranches de 1300 MWe : Ces réacteurs sont de deuxième génération et constituent une évolution technique par rapport aux premiers réacteurs de 900 MWe. Il y a 20 réacteurs de ce type, dont ceux de Paluel et de Saint-Alban.
- Tranches de 1450 MWe : Appartenant à la génération la plus récente (avant les projets EPR), on en compte 4, situés à Chooz et à Civaux.
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Dans l'air du temps,
KWH et KW, baril de pétrole et éolien en France.
Par Anne de Coninck. Article paru dans le N°27 du magazine Transitions & Energies.
►Pourquoi consommons nous des kWh pas des kW ?
La confusion entre kW et kWh et leurs multiples MW et MWh, TW et TWh est malheureusement assez fréquente. Et Transitions & Énergies n’échappe pas d’ailleurs aux coquilles. Mais il y a une différence fondamentale entre la puissance et la production ou la consommation. La puissance d’une installation, d’un équipement, d’un système s’exprime en watts (kilowatt, mégawatt, térawatt) et la production en wattheures (kilowattheures, mégawatt heures et térawatt heures). Pour employer une métaphore, confondre kW et kWh revient à confondre la vitesse instantanée et la distance parcourue.
Un watt heure mesure la quantité d’énergie consommée ou produite sur une heure par une puissance de 1 watt. Un kWh équivaut à 1 000 watt heures, indiquant l’énergie consommé e ou produite par une puissance de 1 kilowatt pendant une heure. Un MWh correspond à 1 million de watt heures et un TWh à 1 000 milliards de watt heures.
Cette distinction entre puissance et électricité est particulièrement importante lorsque différents types d’installations sont comparé s, notamment les productions continues et les productions intermittentes. Des parcs éoliens représentant une capacité de 1 000 MW et fonctionnant sur l’année avec un facteur de charge de 25 % et un réacteur nucléaire d’une capacité de 1 000 MW et fonctionnant avec un facteur de charge de 80 % n’ont rien de comparable dans leur capacité à alimenter un système électrique et à satisfaire les besoins. L’amortissement du coût des installations est aussi très différent.
►Pourquoi mesure-t-on la quantité de pétrole produite en barils ?
Le pétrole est le combustible fossile le plus consommé et produit dans le monde. Il est extrait, expé dié et raffiné presque partout sur la planète. Il est transformé en de multiples carburants (GPL, essence, diesel, kérosène, fioul lourd) ou en de multiples matériaux(bitume, PVC, vêtements synthétiques). L’unité de mesure de la production et la vente de pétrole n’est pas le litre, mais le baril. Un baril correspond à 42 gallons amé ricains, soit159 litres de pé trole.
Une convention qui remonte au xix siècle. L’industrie naissante du pétrole se servait alors de tonneaux en bois pour transporter l’or noir, d’une contenance de 42 gallons/159litres. Des barils de cette taille servaient à transporter des marchandises comme l’huile, l’alcool ou le sel. Leurs contenances variaient considérablement entre 30 et 50 gallons, soit entre 110 et 190 litres. Mais à partir des années 1860-1870, l’industrie du pétrole anormalisé la taille des barils pour faciliter sa comptabilité . Le baril de 42 gallons est devenu la norme et il l’est toujours. Aujourd’hui, l’industrie pétrolière utilise des barils en métal ou en PVC, plus résistants et plus faciles à produire en masse.
►La réalité de l’éolien en France
Au 31 décembre 2024, la capacité de production électrique de l’ensemble des parcs éoliens terrestres en France était de 22,9 GW. Au cours de l’année 2024, elle a augmenté de 1,1 GW. Elle a encore augmenté de 2,6 GW l’an dernier pour atteindre 25,5 GW au1er novembre 2025. La production d’électricité à partir de l’éolien terrestre s’est établie en 2024 à 42,8 TWh, une diminution de 12,6 % par rapport à 2023. Elle est liée à un facteur de charge très faible (21,8 %) à cause d’un déficit de vent dans des régions où sont principalement installé es les éoliennes terrestres (nord et ouest de la France).
En 2024, les parcs éoliens marins de Saint-Brieuc et Fécamp (près de 500 MW chacun)ont été mis en service. Avec celui de Saint-Nazaire (480 MW), entré en production en 2022, la capacité installé e de l’éolien marin s’élevait à 1,5 GW fin 2024. L’an dernier, la production éolienne en mer s’est établie en France à 4 TWh. Pour autant, le facteur de charge (31,6 % pour le parc de Saint-Nazaire) a été décevant du fait toujours des conditions de vent défavorables. Le facteur de charge de l’éolien marin est en général nettement supérieur à celui de l’éolien terrestre, ce qui justifie des investissements nettement plus élevés à capacités équivalentes pour les éoliennes et pour les raccordements aux réseaux.
Par Anne de Coninck. Article paru dans le N°27 du magazine Transitions & Energies.
►Pourquoi consommons nous des kWh pas des kW ?
La confusion entre kW et kWh et leurs multiples MW et MWh, TW et TWh est malheureusement assez fréquente. Et Transitions & Énergies n’échappe pas d’ailleurs aux coquilles. Mais il y a une différence fondamentale entre la puissance et la production ou la consommation. La puissance d’une installation, d’un équipement, d’un système s’exprime en watts (kilowatt, mégawatt, térawatt) et la production en wattheures (kilowattheures, mégawatt heures et térawatt heures). Pour employer une métaphore, confondre kW et kWh revient à confondre la vitesse instantanée et la distance parcourue.
Un watt heure mesure la quantité d’énergie consommée ou produite sur une heure par une puissance de 1 watt. Un kWh équivaut à 1 000 watt heures, indiquant l’énergie consommé e ou produite par une puissance de 1 kilowatt pendant une heure. Un MWh correspond à 1 million de watt heures et un TWh à 1 000 milliards de watt heures.
Cette distinction entre puissance et électricité est particulièrement importante lorsque différents types d’installations sont comparé s, notamment les productions continues et les productions intermittentes. Des parcs éoliens représentant une capacité de 1 000 MW et fonctionnant sur l’année avec un facteur de charge de 25 % et un réacteur nucléaire d’une capacité de 1 000 MW et fonctionnant avec un facteur de charge de 80 % n’ont rien de comparable dans leur capacité à alimenter un système électrique et à satisfaire les besoins. L’amortissement du coût des installations est aussi très différent.
►Pourquoi mesure-t-on la quantité de pétrole produite en barils ?
Le pétrole est le combustible fossile le plus consommé et produit dans le monde. Il est extrait, expé dié et raffiné presque partout sur la planète. Il est transformé en de multiples carburants (GPL, essence, diesel, kérosène, fioul lourd) ou en de multiples matériaux(bitume, PVC, vêtements synthétiques). L’unité de mesure de la production et la vente de pétrole n’est pas le litre, mais le baril. Un baril correspond à 42 gallons amé ricains, soit159 litres de pé trole.
Une convention qui remonte au xix siècle. L’industrie naissante du pétrole se servait alors de tonneaux en bois pour transporter l’or noir, d’une contenance de 42 gallons/159litres. Des barils de cette taille servaient à transporter des marchandises comme l’huile, l’alcool ou le sel. Leurs contenances variaient considérablement entre 30 et 50 gallons, soit entre 110 et 190 litres. Mais à partir des années 1860-1870, l’industrie du pétrole anormalisé la taille des barils pour faciliter sa comptabilité . Le baril de 42 gallons est devenu la norme et il l’est toujours. Aujourd’hui, l’industrie pétrolière utilise des barils en métal ou en PVC, plus résistants et plus faciles à produire en masse.
►La réalité de l’éolien en France
Au 31 décembre 2024, la capacité de production électrique de l’ensemble des parcs éoliens terrestres en France était de 22,9 GW. Au cours de l’année 2024, elle a augmenté de 1,1 GW. Elle a encore augmenté de 2,6 GW l’an dernier pour atteindre 25,5 GW au1er novembre 2025. La production d’électricité à partir de l’éolien terrestre s’est établie en 2024 à 42,8 TWh, une diminution de 12,6 % par rapport à 2023. Elle est liée à un facteur de charge très faible (21,8 %) à cause d’un déficit de vent dans des régions où sont principalement installé es les éoliennes terrestres (nord et ouest de la France).
En 2024, les parcs éoliens marins de Saint-Brieuc et Fécamp (près de 500 MW chacun)ont été mis en service. Avec celui de Saint-Nazaire (480 MW), entré en production en 2022, la capacité installé e de l’éolien marin s’élevait à 1,5 GW fin 2024. L’an dernier, la production éolienne en mer s’est établie en France à 4 TWh. Pour autant, le facteur de charge (31,6 % pour le parc de Saint-Nazaire) a été décevant du fait toujours des conditions de vent défavorables. Le facteur de charge de l’éolien marin est en général nettement supérieur à celui de l’éolien terrestre, ce qui justifie des investissements nettement plus élevés à capacités équivalentes pour les éoliennes et pour les raccordements aux réseaux.
Combien produit une éolienne?
Le facteur de charge d'une éolienne est un indicateur de performance qui exprime le rapport entre la production réelle d'électricité de l'éolienne sur une période donnée et la production théorique maximale qu'elle aurait pu atteindre si elle avait fonctionné à pleine puissance durant toute cette période.
Le facteur de charge se calcule avec la formule suivante :
Facteur de charge = Production réelle d'électricité / Production maximale théorique x 100
où :
Si une éolienne a une puissance nominale de 2 MW et qu'elle fonctionne durant une année (8 760 heures), sa production maximale théorique serait de :
Interprétation du facteur de charge
Le facteur de charge indique à quel point une éolienne est utilisée par rapport à son potentiel maximum :
Facteurs influençant le facteur de charge
Valeurs typiques
Le facteur de charge des éoliennes terrestres se situe souvent entre 20 % et 35 % en fonction de l'emplacement, tandis que les éoliennes offshore (en mer) peuvent atteindre des valeurs de 40 % à 60 % grâce à des vents plus constants et puissants.
Le facteur de charge est donc un indicateur essentiel pour évaluer l'efficacité et la rentabilité d'une éolienne ou d'un parc éolien.
Le facteur de charge d'une éolienne est un indicateur de performance qui exprime le rapport entre la production réelle d'électricité de l'éolienne sur une période donnée et la production théorique maximale qu'elle aurait pu atteindre si elle avait fonctionné à pleine puissance durant toute cette période.
Le facteur de charge se calcule avec la formule suivante :
Facteur de charge = Production réelle d'électricité / Production maximale théorique x 100
où :
- La production réelle est l'énergie (en kWh ou MWh) effectivement produite par l'éolienne pendant la période considérée.
- La production maximale théorique est l'énergie qu'elle aurait produite si elle avait tourné à pleine puissance (puissance nominale) tout le temps pendant cette même période.
Si une éolienne a une puissance nominale de 2 MW et qu'elle fonctionne durant une année (8 760 heures), sa production maximale théorique serait de :
- 2 MW x 8760 heures = 17 520 MWh
- 4380 / 17520 x 100 = 25 %
Interprétation du facteur de charge
Le facteur de charge indique à quel point une éolienne est utilisée par rapport à son potentiel maximum :
- Un facteur de charge élevé** (ex. 40 % et plus) signifie que l'éolienne fonctionne souvent près de sa capacité maximale.
- Un facteur de charge faible** (ex. 20 % ou moins) indique qu'elle fonctionne bien en dessous de son potentiel maximal, généralement en raison de conditions de vent insuffisantes ou de périodes d’arrêt pour maintenance.
Facteurs influençant le facteur de charge
- Ressources en vent : Dans les régions venteuses, les éoliennes ont un facteur de charge plus élevé.
- Conception de l’éolienne : Certaines éoliennes sont optimisées pour des vitesses de vent spécifiques.
- Conditions météorologiques : Des conditions de vent irrégulières ou des vents faibles diminuent le facteur de charge.
- Périodes de maintenance : Les périodes où l’éolienne est arrêtée pour entretien réduisent le facteur de charge.
Valeurs typiques
Le facteur de charge des éoliennes terrestres se situe souvent entre 20 % et 35 % en fonction de l'emplacement, tandis que les éoliennes offshore (en mer) peuvent atteindre des valeurs de 40 % à 60 % grâce à des vents plus constants et puissants.
Le facteur de charge est donc un indicateur essentiel pour évaluer l'efficacité et la rentabilité d'une éolienne ou d'un parc éolien.
Les énergies et les technologies associées
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L'hydrogène
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