Un employé d'EDF sur le site de l'EPR de Flamanville
Le transport représente un potentiel de 70 térawatts-heure (TWh) de demande d'électricité supplémentaire en France d'ici 2035 tandis que la consommation de l'industrie augmenterait de 60 TWh et que celle des centres de données représenterait quelque 20 TWh à la même échéance, a indiqué jeudi EDF.
Le groupe public, qui veut faire émerger un total d'environ 150 TWh de demande d'électricité supplémentaire d'ici 2035 dans le cadre des objectifs de décarbonation du pays, estime en revanche que la consommation des bâtiments devrait rester stable en raison des efforts de sobriété énergétique.
La demande finale d'électricité en France s'établit aujourd'hui à quelque 400 TWh, un niveau inférieur à ce que le groupe prévoyait il y a quelques années en raison de tranferts d'usages plus lents que prévu.
"On entend ici ou là que la mobilité électrique connaît une pause, mais ce sont surtout les ventes de véhicules en général qui connaissent une pause", a dit lors d'une conférence de presse Marc Benayoun, directeur exécutif du groupe en charge du Pôle Clients, Services & Territoires.
"Nous pensons que les offres des constructeurs, des énergéticiens et des opérateurs de recharge sont tout à fait aptes à permettre une électrification très forte de ce segment."
Marc Benayoun a également indiqué qu'EDF discutait avec "trois grands acteurs" - qu'il n'a pas voulu nommer - pour fournir en électricité trois projets de data centers en France appelant chacun une puissance pouvant atteindre un gigawatt (GW).
La faiblesse actuelle de la consommation française, combinée avec un redressement de la production du parc nucléaire et des prix plus bas qu'en Allemagne, devrait selon EDF se traduire par un record d'exportation nette d'électricité de la France, à quelque 90 TWh.
Le groupe a également indiqué jeudi avoir signé avec des entreprises quelque 3.600 contrats de fourniture d'électricité représentant environ 17 TWh annuels dans le cadre de sa nouvelle politique commerciale, censée lui donner de la visibilité dans un contexte de besoins d'investissements massifs dans son parc nucléaire, mais aussi stabiliser les prix pour ses clients.
PARTAGE DES RISQUES
Les entreprises ont en moyenne contractualisé sur une durée de 41 mois depuis le début de l'année pour quelque 17 TWh à échéance de 2028 et 9 TWh en 2029, a précisé le groupe.
EDF a lancé sa nouvelle politique commerciale fin 2023 en vue de l'extinction de la régulation actuelle dite de l'Arenh (accès réglementé à l'électricité nucléaire historique), le 1er janvier 2026.
A travers cette nouvelle politique, EDF souhaite aussi partager ses risques avec les grands industriels à travers des "contrats pour allocation nucléaire" (CAPN), qui consistent pour les industriels à réserver une partie de la puissance du parc nucléaire en exploitation en versant des "avances en tête" pouvant dépasser 100 millions d'euros.
Le groupe cible jusqu'à un peu plus de 20 TWh à travers des CAPN, soit environ la moitié de la demande des industriels concernés, qui incluent des entreprises des secteurs de l'acier, du ciment, de l'aluminium ou encore de la chimie.
Les négociations pour ces contrats pouvant dépasser 15 ans ont abouti à cinq lettres d'intention - dont une avec ArcelorMittal et une autre avec GravitHy - pour un total d'environ 10 TWh annuels, mais le gouvernement a répété ces derniers mois que les signatures n'allaient pas assez vite, tandis que des industriels dits "électro-intensifs" dénonçaient les conditions proposées par EDF.
Le nouveau cadre de régulation français, qui a fait l'objet d'un accord entre l'Etat et EDF en novembre 2023, prévoit en outre une taxation des revenus du groupe à partir d'un seuil de prix de 78 euros par mégawatt-heure environ. Il doit cependant encore faire l'objet d'un texte législatif.
(Reportage Benjamin Mallet, rédigé par Kate Entringer, édité par Blandine Hénault)
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