La saison estivale a mal porté son nom en 2014 : le thermomètre, bien loin de flirter avec les sommets, a même été au plus bas pour un mois d'août depuis huit ans. "Ces températures relativement fraîches pour des mois estivaux ont conduit à limiter le recours à la climatisation et la production de froid et donc à modérer la consommation électrique nationale", indique Réseau de transport d'électricité. Le niveau de la demande a donc chuté, atteignant un niveau jamais vu depuis 12 ans : la consommation a été de 33,9 GW en juillet, et de 31 GW en août, le minimum de puissance étant atteint le 17 du mois avec seulement 29,5 GW

Forte production des EnR et du nucléaire

Les précipitations élevées ont entraîné une production hydroélectrique "de très haut niveau" : 6,2 TWh en juillet et 5,3 TWh en août, un record depuis 1977. Paradoxalement, les autres énergies renouvelables, photovoltaïque et éolien, ont également progressé par rapport à 2013, tandis que la disponibilité du parc nucléaire n'a pas été pénalisée par une sécheresse synonyme d'arrêt temporaire des réacteurs. L'atome a représenté entre 78 et 79 % du bouquet électrique national au cours de l'été, alors que la période est celle choisie pour les phases de maintenance des installations. A l'inverse, la production thermique (charbon, gaz, fioul) a chuté de 50 % par rapport à l'an passé. Conséquence de cette conjonction entre demande intérieure limitée et production importante, le pays a exporté une grande quantité d'électricité vers ses voisins : le solde positif s'établit à 7.606 GWh en juillet-août, ce qui permet à la France d'afficher un bilan excédentaire avec tous ses voisins sur quatre mois successifs. "Les exportations instantanées vers l'Allemagne ont atteint le maximum de la capacité d'interconnexion de 1.800 MW quasiment chaque jour de juillet et août, en raison des faibles conditions de vent" outre-Rhin.

Passer la pointe de consommation décennale en 2018

Mais, à en croire RTE, cette situation pourrait s'inverser lors des prochains hivers. Dans son bilan prévisionnel de l'équilibre offre-demande, le gestionnaire du réseau indique que le pays pourrait connaître "une dégradation de la sécurité d'approvisionnement électrique" entre 2015 et 2018. Après avoir analysé les moyens de production disponibles et le profil de la consommation électrique des Français, il existerait un risque de déficit pouvant atteindre 900 MW durant l'hiver 2015-2016, puis 2.000 MW en 2016-2017. Ce déséquilibre se réduirait ensuite à 800 MW en 2017-2018. L'accélération de la mise sous cocon des moyens de production thermique et la fermeture progressive des centrales à charbon et à fioul en seraient les principales causes. Au-delà, l'entrée en service de l'EPR de Flamanville et la progression du parc des énergies renouvelables rétabliront des marges de sécurité. "La fin des incertitudes réglementaires ainsi que des dispositions économiques plus favorables devraient permettre désormais au parc éolien de s'inscrire dans une croissance durable (plus de 800 MW/an). Le parc photovoltaïque, avec des tarifs d'achat incertains, devrait voir, quant à lui, sa croissance se stabiliser à 700 MW/an", annonce RTE. Le gestionnaire estime que des solutions rapidement déployables, comme la mise aux normes des groupes fioul, le retour en exploitation des cycles combinés au gaz et le développement des capacités d'effacement pourraient également contribuer au rétablissement de l'équilibre entre production et consommation. A plus long terme, l'établissement de capacités d'interconnexions avec les pays voisins et l'impact des mesures d'efficacité énergétique mises en place, auront également un impact.