Production d'électricité : sources et mix

Introduction

Le mix électrique décrit la répartition des différentes sources qui produisent l'électricité d'un pays. Il conditionne l'empreinte carbone, la souveraineté énergétique, la sécurité d'approvisionnement et le coût de l'électricité.

Mix mondial vs mix français

Mix mondial (AIE 2024) : charbon 36 %, gaz 22 %, hydro 15 %, nucléaire 10 %, éolien 8 %, PV 5 %, autres 4 %. Mix France (RTE 2024) : nucléaire 65 %, hydro 11 %, éolien 10 %, PV 4 %, gaz 6 %, autres. Empreinte carbone moyenne du kWh : France 55 g, Allemagne 350 g, Pologne 700 g, Suède 30 g.

Puissance installée vs production

• Puissance installée = capacité nominale.
• Production annuelle = puissance × facteur de charge × 8760 h.
• Exemple : parc éolien 3 GW, facteur 25 % → $3 \times 8760 \times 0{,}25 = 6{,}57\ \text{TWh}$.

Empilement de l'offre (« merit order »)

Les moyens de production sont appelés par ordre croissant de coût marginal :

1. Fatal / renouvelable (PV, éolien) : coût marginal ≈ 0.
2. Nucléaire (charges fixes élevées, coût marginal faible).
3. Hydraulique fil de l'eau puis lac.
4. Gaz combiné.
5. Fioul / turbine à combustion (secours).

Le prix spot (EPEX Spot) est fixé par le coût marginal de la dernière centrale appelée pour équilibrer.

Coûts (LCOE)

Coût actualisé de l'électricité (€/MWh, ADEME 2024) :

• PV grande centrale : 50-70 €.
• Éolien terrestre : 60-80 €.
• Nucléaire EPR2 : 110 € (estimé).
• Gaz combiné : 80-140 € selon prix gaz.
• Charbon avec ETS : > 120 €.

Objectifs français

• PPE 2019-2028 (révision 2024) : atteindre 40 % ENR électriques en 2030.
• Loi Énergie-Climat 2019 : neutralité carbone 2050, sortie charbon 2027.
• Programme nucléaire : 6 EPR2 confirmés (Penly, Gravelines, Bugey), + 8 en option.

Enjeux d'équilibre offre-demande

• Consommation pointe hiver : ~92 GW en France (record 102 GW en 2012).
• Été : appel de climatisation en hausse (+40 % en 20 ans).
• Interconnexions européennes : 15 GW d'échanges possibles ; France exportateur net en 2024.

Éclairages géopolitiques

• Crise gaz 2022 (Russie-Ukraine) : flambée LCOE gaz, retour momentané du charbon.
• Uranium naturel : dépendance Kazakhstan, Niger, Canada, Australie.
• Terres rares (aimants éoliennes/VE) : quasi-monopole chinois.

Exemple chiffré 1 — lecture du mix français

Production française 2024 : 536 TWh, dont nucléaire 361 TWh (67 %), hydraulique 75 TWh (14 %), éolien 46 TWh (8,6 %), solaire 24 TWh (4,5 %), thermique fossile 20 TWh (3,7 %), bioénergies 10 TWh.

$\text{Part bas carbone} = \frac{361 + 75 + 46 + 24 + 10}{536} = 96{,}3\ \%$

Intensité carbone moyenne : ~21-32 g CO₂/kWh en France contre ~380 g en Allemagne et ~490 g en Pologne (données 2024).

Exemple chiffré 2 — facteur de charge

Un parc éolien terrestre de 12 machines de 3,6 MW produit 108 GWh dans l'année.

$k = \frac{E}{P_c \times 8\,760} = \frac{108 \times 10^6}{43{,}2 \times 10^3 \times 8\,760} = 28{,}5\ \%$

Filière	Facteur de charge typique
Nucléaire	70-80 %
Éolien terrestre	22-28 %
Éolien en mer	35-45 %
Solaire PV (France)	12-15 %
Hydraulique de lac	25-35 %

Conséquence directe : 1 MW de PV ne remplace pas 1 MW de nucléaire — il faut raisonner en énergie annuelle et en puissance garantie.

Exemple chiffré 3 — dimensionner une centrale PV

Toiture de 800 m², modules 21 % de rendement, irradiation 1 250 kWh/m²/an (Lyon), ratio de performance PR = 0,80.

$P_c = 800 \times 1 \times 0{,}21 = 168\ \text{kW}_c \quad ; \quad E = 168 \times 1\,250 \times 0{,}80 / 1\,000 \approx 168\ \text{MWh/an}$

Autoconsommation à 60 % → 100 MWh valorisés à 0,20 €/kWh = 20 000 €/an ; investissement ~150 000 € → retour ~8 ans, pour une durée de vie garantie 25 ans (garantie de puissance 80 % à 25 ans).

Points-clés à retenir

• Puissance installée (MW) et énergie produite (MWh) ne se confondent jamais : le lien est le facteur de charge.
• Le pilotage du réseau impose de distinguer production pilotable (nucléaire, hydraulique, gaz), fatale (éolien, PV) et stockage (STEP, batteries).
• La PPE et l'objectif européen Fit for 55 visent 42,5 % d'énergies renouvelables dans la consommation finale de l'UE en 2030.