Les échanges contractuels recensés dans les bilans quantitatifs annuels publiés par RTE diffèrent des échanges physiques retracés dans les données diffusées par les ministères[M 5]. A l'horizon 2050, il faudrait construire entre 40 et 60 GW de capacités d'effacement de consommation, d'interconnexions avec d'autres pays, de stockage d'électricité ou de production pilotable décarbonée, comme des centrales à hydrogène, soit presque l'équivalent du parc nucléaire français actuel. Cette technologie permet aux particuliers d'économiser jusqu'à 15 % de leur consommation d'énergie, selon Voltalis, qui se rémunère par le biais du mécanisme d'ajustement ainsi que par des subventions, attribuées chaque année par une procédures d'appels d'offre. La société mena un autre projet pour un CCGT à Hambach (Moselle) qui fut retardé par un refus en 2012 du permis de construire par le tribunal administratif de Strasbourg[65], projet actuellement au point mort.En coopération avec Siemens, Direct Énergie mène un projet à Landivisiau[66] dans le Finistère. Il note cependant que les incertitudes sur les coûts de démantèlement et les dépenses de fin de cycle pèsent peu sur le coût global futur du nucléaire, qui dépendra beaucoup plus des décisions stratégiques qui seront prises sur : La Cour des Comptes a publié le 27 mai 2014, sur demande de l'Assemblée Nationale, un rapport d'actualisation de ses évaluations de 2012 : il en résulte que l'estimation du « coût courant économique » du nucléaire a augmenté de 21 % en trois ans, passant de 49,6 €/MWh en 2010 à 59,8 €/MWh en 2013 (+16 % en euros constants) ; cette augmentation est presque entièrement due à l’évolution des charges, en particulier des investissements de maintenance, qui représente plus de la moitié de l'augmentation totale ; les autres charges ont augmenté d'environ 10 %, soit +5 % en euros constants ; le programme dit de « grand carénage » d'EDF prévoit de mener pour 55 milliards d'euros de travaux de maintenance et de modernisation de ses 58 réacteurs nucléaires, d'ici 2025, pour améliorer leur sûreté et pouvoir prolonger leur durée de vie au-delà des 40 ans initialement prévus[96]. Lignes THT évacuant l'électricité produite par la centrale nucléaire de Gravelines, à la traversée de l'autoroute A16, juin 2014, Ligne haute tension à Fresnes près de Paris, avril 2011, Pylônes "Trianon" d'une ligne à haute tension a Courcoury Charente, août 2013, Ligne haute tension à Paroy-sur-Tholon (Yonne). 32 réacteurs de 900 MW sont concernés par cette prolongation de 40 à 50 ans. Ce prêt doit lui permettre d'équiper 150 000 foyers supplémentaires[114]. Au cours des années 1980, plusieurs facteurs amènent des évolutions importantes dans l’histoire de l’électricité française. Le prix de référence marché pour 2018 de 9 342,7 €/MW, pour 2019 de 17 365,3 €/MW et pour 2020 de 16 583,9 €/MW[x 5]. 2. l'énergie nucléaire. Et pour cause, l’électricité issue aujourd’hui des centrales nucléaires françaises représente 75 % de l’énergie produite dans l’Hexagone. ». Réseau de transport : il était jusqu'en 1997 propriété de l'État au travers d'EDF, puis géré par, Réseaux de distribution : ils sont la propriété des, ANODE (association nationale des opérateurs détaillants en énergie), en Martinique, exploitée par Albioma, la centrale. Les Grecs anciens avaient découvert quen frottant lambre jaune, ce matériau attire des objets légers et produit parfois des étincelles. Des projets de plus grande envergure sont envisagés avec des opérateurs des futurs parcs éoliens en mer, qui ont manifesté leur intention de produire en grande quantité de l'hydrogène au large[112]. Mais à partir de 2012, le marché devient moins rentable, leur taux d'utilisation tombe de 42 % en 2011 à 33 % en 2012[57]. Le fonctionnement de cette centrale d'un coût de 450 millions d'€ est soutenu financièrement dans le cadre du Pacte électrique breton, visant à sécuriser l'approvisionnement électrique de la Bretagne[68]. De l'uranium, qu'on transforme dans l'une des 19 centrales nucléaires du pays. Dans le secteur électrique en France, GDF Suez contrôle deux acteurs importants : Électricité de Provence, marque du fournisseur alternatif d’électricité Hydroption, créé en 2014. Ceci est rigoureusement encadré par la loi HAMON et la loi NOME. Incorporer 40 % de renouvelables en France implique un redimensionnement du parc nucléaire et une modification de son exploitation de court terme vers un régime davantage flexible[110]. Par exemple, La Réunion s'est donné comme objectif d'atteindre l'autonomie électrique à l’horizon 2030, grâce en particulier au développement de l'utilisation de la bagasse et des énergies marines[85]. Le parc hydroélectrique atteint une puissance installée de 25 732 MW, en hausse de 28 MW ; la production hydroélectrique renouvelable a atteint 60,8 TWh, en hausse de 9,3 %, couvrant 13,5 % de la consommation annuelle. Face à cette situation, la France fait le choix de l’indépendance énergétique, par la mise en place d’une filière basée sur l’énergie nucléaire. Ces deux centrales étaient opérées par Siemens. La Programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité (PPI) est prévue par l’article 6 de la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité. La chaleur dégagée par la fission nucléaire du combustible (Uranium, plutonium) permet de produire de la vapeur d'eau à haute pression qui permet de faire tourner une turbine à vapeur entraînant un générateur d'électricité. La rapporteure publique du Conseil d'État a recommandé le 4 mai 2018 l'annulation de la décision de juillet 2017 des ministres de l'Énergie et de l'Économie fixant le tarif réglementé de vente (TRV) de l'électricité. Les premiers travaux sont intervenus en février 2015[67], pour une ouverture prévue initialement en 2018[67]. EDF intervient également dans l'éolien à travers sa filiale EDF Energies Nouvelles et dans les équipements de production d’eau chaude et de chauffage et d’électricité solaire à partir d’énergies renouvelables à travers « Giordano Industries », dont « EDF Énergies Nouvelles » détient 25 % du capital[F 6]. Le président Macron annonce le 27 novembre 2018 le programme de fermetures de 14 réacteurs nucléaires sur 58 d'ici 2035 : les deux réacteurs de Fessenheim en 2020, deux autres, en 2025 et 2026, sous conditions (marges du système électrique, prix et mix de production des pays voisins), puis un par an à partir de 2027 (deux en 2033). Outre l'adaptation à la transition, RTE commence à remplacer ses infrastructures, dont une bonne partie date des années 1950, d'où un pic d'investissements important d'ici à 2030[115]. Il est géré par l'ADEME. Le projet de nouvelle liaison avec l'Italie, dit « projet Savoie-Piémont », est en construction par RTE et son homologue italien Terna ; cette liaison souterraine de 190 km en courant continu augmentera la capacité d’interconnexion France-Italie de 1 200 MW. ainsi que leur maintenance étaient assurées par Areva depuis sa création par fusion de Framatome avec la Cogema en 2001. RTE poursuit ses investissements pour alimenter l’est de la région PACA (car le Var, les Alpes-Maritimes et Monaco ne produisent que 10 % de l’électricité qu’ils consomment), et diminuer les risques de coupures, dans le cadre du « filet de sécurité PACA » qui porte sur la création de trois nouvelles liaisons souterraines 225 kV, dont l’une constitue le record mondial de longueur d’un seul tenant ; les travaux ont commencé en juin 2012[R 3]. » Le délégué général de l'Union française de l'électricité, Jean-François Raux, juge que l'étude n'est pas mal faite, mais que ce scénario « ne règle pas la question de la stratégie bas carbone pour le système énergétique global, puisqu'il ne porte que sur l'électricité »[98]. Le rythme variera en fonction de l’évolution du mix énergétique en France et chez nos voisins », « demande à EDF de travailler à l’élaboration d’un programme de 'nouveau nucléaire' en prenant des engagements fermes sur le prix, pour qu’ils soient plus compétitifs. EDF table, grâce à ce nouveau débouché, sur quelques dizaines de millions d'euros de marge supplémentaire par an car, en moyenne, les prix spot sont nettement plus élevés en Espagne (42,70 €/MWh en 2014) qu'en France (34,60 €/MWh). Depuis 1981, la production française d'électricité est supérieure à la demande intérieure et la France est exportatrice nette d'électricité : en 2015, son solde exportateur contractuel atteint 61,7 TWh, ce qui en fait le pays le plus exportateur de l'Europe de l'Ouest[b 5]. L'énergie osmotique, basée sur les différences de salinité entre eaux douces et salées dans les estuaires, ne fait pas l'objet de projet en France ; elle est expérimentée en Norvège, au Japon et aux États-Unis. Plusieurs autres expérimentations et projets sont en cours (voir article hydrolienne). Pour la France, le nucléaire et les énergies renouvelables sont complémentaires. Nos services sont actuellement fermés. Pour mieux comprendre les enjeux énergétiques du pays, retracez-en l’histoire de l’électricité et découvrez d’où provient l’énergie qui alimente quotidiennement vos lampes et vos appareils ménagers. Outre le chauffage, d’autres usages contribuent, dans une moindre mesure, à amplifier la part thermosensible de la consommation d’électricité, par exemple la production de l’eau chaude sanitaire, la cuisson, la production de froid. Le projet de centre de stockage profond de déchets radioactifs Cigéo[93] est conçu pour stocker les déchets hautement radioactifs et à durée de vie longue produits par l’ensemble des installations nucléaires actuelles, jusqu’à leur démantèlement, et par le traitement des combustibles usés utilisés dans les centrales nucléaires. La consommation d'électricité est supposée baisser de 465 TWh en 2014 à 422 TWh en 2050. La fourniture d’électricité en France provient... La part des autres énergies fossiles. Environ 90 % de l’électricité est produite par des sources bas carbone (nucléaire et renouvelables)[5]. Il faudra raccorder les nouveaux points de production, comme les parcs éoliens en mer, qui ne sont pas dans les mêmes zones que les anciens (centrales à charbon, réacteurs nucléaires arrêtés, etc.). La CRE a publié à mi-juillet 2015 son rapport sur les tarifs réglementés de l’électricité, qui recommande une hausse de 8 % au 1er août 2015 des tarifs bleus. Tout doit être prêt en 2021 pour que le choix, qui sera proposé aux Français, puisse être un choix transparent et éclairé », « EDF propose au gouvernement d'étudier la mise à l'arrêt de paires de réacteurs à Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin. L'application de la norme RT2012 a pour effet : La moindre progression du chauffage électrique et des chauffe-eau à accumulation ralentit la progression des consommations[P 6]. La production d’électricité en France. Environ 200 emplois pourraient ainsi être supprimés[55]. Malgré un écart avec l’objectif initial, le BCIAT 2011 permet de maintenir le cap et les projets soutenus par l’ADEME depuis 2007 représenteront à terme une consommation supplémentaire de biomasse de 633 000 tep/an pour répondre aux besoins énergétiques des industriels français. Finalement, il en résulte une plus forte compétitivité du gaz[x 10]. La loi du 28 juin 2006 confirme ce rôle de l'ANDRA et lui demande d'étudier la mise en service industriel d'un stockage réversible en couche géologique en 2025 (projet Cigéo). L'électricité représentait 25,0 % de la consommation finale d'énergie en France en 2018 : 37,86 Mtep sur 151,38 Mtep ; sa part dans la consommation finale du secteur résidentiel était de 36,9 %, dans celle de l'industrie de 38,3 % et dans celle du secteur tertiaire de 51,6 %[120]. En décembre 2020, RTE et Enedis prévoient d'investir plus de 100 milliards € sur quinze ans pour adapter et renforcer le réseau face à l'essor des énergies renouvelables. Cette production se décompose de la manière suivante: 1. les centrales nucléaires produisent 404,9 TWh d’électricité (soit 74,8 % de l’électricité produite), 2. les centrales hydrauliques 63,8 TWh (11,8 %), 3. les centrales thermiques classiques 47,9 TWh (8,8 %), 4. l'éolien 14,9 TWh (2,8 %), 5. les panneaux photovoltaïques 4 TWh (0,7 %), 6. et les autres énergies renouvelables 5,9 TWh (1,1 %). Leur développement n'est donc possible, au moins dans une phase d'amorçage, que moyennant un système de subventions. En 2008, le programme européen de géothermie profonde en place à Soultz-sous-Forêts prend fin, laissant une plate forme qui parallèlement à sa fonction de production peut devenir un lieu de recherche (acquisition et valorisation des données acquise durant le fonctionnement de ce prototype ; étude des mécanismes de création et maintien d'échangeurs thermiques profonds, qualification des équipements). Alors que le gouvernement a acté en novembre 2017 le report au-delà de 2025 de la baisse de la part du nucléaire de 75 à 50 % de la production d'électricité, EDF ne compte pas fermer d'autre réacteur nucléaire que les deux unités de la centrale de Fessenheim d'ici 2029[19] ; son objectif est d'amener la durée de vie de ses réacteurs à cinquante ans. Mais l'État indique qu'il ne subventionnera pas l'électricité produite à partir de biomasse, trop chère (115 €/MWh, soit deux fois et demi le prix de marché) et qu'il préfère voir utilisée pour produire de la chaleur. Elle résulte de la décomposition (trèèèès lente) de végétaux dans la roche et nécessite une extraction. D’où vient l’électricité qui alimente nos foyers en lumière, chauffage, qui permet le fonctionnement de tous nos appareils électro-ménagers ? Cette décision est lourde de conséquences pour les finances d'EDF, mais aussi pour la sécurité d'approvisionnement du pays ; en effet, RTE avait averti fin 2018 que « parmi les nouvelles variantes étudiées, c'est le report de l'EPR qui constitue la situation la plus pénalisante pour le système français. Elle jaillit de nos lampes, fait fonctionner nos appareils électroménagers, défile en kWH sur notre compteur. La puissance installée du parc thermique fossile s'établissait à fin 2019 à 18 589 MW (en baisse de 0,3 % après -2,3 % en 2018, -13,1 % en 2017, -2,2 % en 2016, -5,9 % en 2015, −5 % en 2014 et −8,1 % en 2013), dont 2 997 MW à charbon, 3 401 MW au fioul (-2,8 %) et 12 191 MW au gaz naturel(+0,4 %)[x 1] ; la baisse de 657 MW du parc fioul en 2018 correspond à la fermeture du dernier groupe fioul de Cordemais[z 2], celle de 3 039 MW en 2017 à la fermeture des quatre groupes de Porcheville et d'un groupe de Cordemais[T 1]. Le parc est composé de 501 installations fin 2014, dont 342 à biogaz, 99 à déchets ménagers, 9 à déchets de papeterie et 52 à bois et combustibles divers. La situation des centrales à cycle combiné en 2015 est la suivante. Le projet de programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) prévoit d'« arrêter les dernières centrales électriques fonctionnant exclusivement au charbon d'ici à 2022 », ce qui laisse la possibilité de prolonger l'exploitation de Cordemais en y brûlant aussi des granulés fabriqués à partir de débris de bois et de rebuts d'ameublement. Ils sont rangés dans des alvéoles creusés dans l'argile, dont le fond est aménagé pour recueillir d'éventuelles eaux infiltrées pendant toute la durée du stockage. Je fermerai des centrales le jour où je serai certain que ça n'aggrave pas le réchauffement climatique », et le compte-rendu du Conseil des ministres du 7 novembre 2017 précise que « l'évolution de notre système électrique ne devra nécessiter aucun nouveau projet de centrale thermique à combustibles fossiles, ni conduire à une augmentation de gaz à effet de serre de notre production électrique ». RTE a fait les comptes : si cet hiver … Elle brûle du gaz naturel et des gaz sidérurgiques provenant de l'usine Sollac proche. Le Bilan prévisionnel 2015 de RTE conclut que la France retrouve des marges de sécurité d’approvisionnement électrique jusqu’en 2020. Suite à la loi NOME, tous les segments de la production et de la commercialisation de l’énergie se sont ainsi ouverts à la concurrence pour passer d’une production centralisée à une production au plus près des lieux de consommation. La filière EPR a été lancée en 2005 (coulage des fondations du premier bâtiment réacteur EPR). En 2016, EDF a adapté son parc nucléaire aux variations de production qu’entraîne l’arrivée des énergies solaire et éolienne sur le réseau électrique. L'énergie marémotrice est déjà exploitée depuis 1966 par l'usine marémotrice de la Rance, en Bretagne, qui a été la première du genre au monde et est restée pendant 45 ans la plus grande du monde ; d'une puissance de 240 MW elle produit 540 GWh par an[F 2]. Mais je pense aussi que le nucléaire constitue un atout majeur pour l'économie française ». L’intégration des marchés européens de l’électricité a connu une nouvelle étape en 2015 avec le couplage de l'Italie et de la Slovénie, après l’extension en 2014 du couplage par les prix aux pays de la zone North West Europe (Royaume-Uni, pays scandinaves et pays baltes) en février, puis à la péninsule ibérique en mai. Pour arriver à ce résultat, les auteurs de l'étude ont supposé que le coût du nucléaire passerait à 80 €/MWh contre 42 €/MWh en 2015 et que celui des EnR baisserait fortement : 60 €/MWh pour le solaire au sol, 107 €/MWh pour les éoliennes en mer flottantes. Le coefficient d'utilisation des tranches disponibles s'est abaissé à 89,1 % contre 89,2 % en 2016, 93,5 % en 2015, 93 % en 2014, 94 % en 2013 et 93,5 % en 2012[f 2]. En France, c’est Enedis qui assure la distribution, la relève des compteurs, l’entretien et l’exploitation des réseaux basse tension. Les lignes transfrontalières sont au nombre de 46, dont 17 en 400 kV. À la Guadeloupe, la centrale à bagasse du Moule a été inaugurée en 1999 ; il est prévu qu'elle couvre jusqu'à 35 % des besoins d'électricité de l'île en brûlant 180 000 tonnes de bagasse et 165 000 tonnes de charbon colombien pour produire 220 000 tonnes de vapeur pour la sucrerie de Gardel, 15 GWh d'électricité pour les besoins de la sucrerie et 360 GWh pour la distribution publique[75]. 1973, le … L'accélération la plus forte concerne le solaire, dont la production doit être multipliée par cinq en dix ans ; l'éolien terrestre doit tripler sa taille ; l'éolien en mer devra atteindre 5,2 GW en 2028. Une dérogation européenne, applicable par tous les pays concernés, prévoit la mise en place d’une organisation adaptée aux régions non interconnectées (Corse, DOM, COM pour la France, les Canaries pour l'Espagne, ou les Açores pour le Portugal)[F 8]. Vous pouvez, par exemple, souscrire une offre chez Total Direct Energie, et faire entre 2 et 10 % d’économies sur vos dépenses énergétiques. ». Fin 2018, les représentants du Conseil, de la Commission et du Parlement européens confortent le maintien des tarifs réglementés en France (et dans trois autres pays: la Bulgarie, la Roumanie et la Hongrie) jusqu’en 2025[143]. Transporter l'électricité de la centrale à l'interrupteur. la période de l'année, avec trois cycles : un cycle annuel, avec une pointe de consommation en janvier ou février et un creux au. En 2018, 23 sociétés de commercialisation (fournisseurs) proposent des offres aux « consommateurs résidentiels » sur le marché français au niveau national[169] et 26 aux clients professionnels[170], dont, outre les producteurs présentés plus haut : Les fournisseurs spécialisés sur le marché des professionnels : En septembre 2015, la société Total Énergie Gaz, filiale de Total, qui fournit déjà 22 TWh de gaz à 20 000 clients professionnels, obtient l'autorisation d'acheter de l'électricité pour revente aux clients. Elle prévoyait également la construction plusieurs groupes de cycles combinés gaz à l’horizon 2010-2015 sur les sites de ses trois autres centrales à charbon historiques (Hornaing, Lucy et Provence), ainsi que sur le site de Lacq (Pyrénées-Atlantiques); mais ces projets semblent abandonnés, notamment ceux d'Hornaing (site fermé en 2013[58]) et de la centrale de Lucy dont le site, qui héberge une centrale au charbon, a fermé courant 2014[59]. Rappel immédiat et gratuit du lundi au dimanche de 8h à 20h, Contactez-nous par email, téléphone, sur les réseaux sociaux ou via notre application mobile, La raison sociale de l'entreprise n'est pas valide, J'appelle le 0 970 80 69 69 du lundi au samedi de 9h à 19h (prix d'un appel local), J'appelle mon service client au 0 977 40 50 60 du lundi au samedi de 9h à 19h (numéro non surtaxé, prix d'un appel local). Elles proviennent des centrales thermique fossiles pour 17,5 Mt (gaz : 14,8 Mt, charbon : 1,5 Mt, fioul : 1,2 Mt) et des UIOM pour 1,7 Mt ; le recul de 2019 provient surtout des centrales à charbon : −4,1 Mt, en partie compensé par une augmentation des émissions des centrales à gaz : +2,8 Mt[x 3]. Le 25 février 2021, l'ASN publie sa décision finale sur la poursuite de l'exploitation jusqu'à 50 ans des 32 réacteurs de 900 MW. La fermeture prochaine des centrales au charbon devrait abaisser ces émissions, les centrales à gaz qui les remplaceront étant un peu moins émissives (69 % des émissions des centrales charbon). Cette mention introduite par le Conseil d'État fait déjà l'objet d'interprétations divergentes entre le ministère et les fournisseurs[137]. La libéralisation du marché de la production d’électricité dans le monde a d’abord conduit au développement de nouvelles technologies, telles que les CCGT (turbine à gaz en cycle combiné). En 2018, elle retrouvait son 1er rang avec 16,9 % des exportations mondiales[k 1] après un passage au 4e rang en 2017[127]. Un Commissariat à l'énergie solaire a été créé en 1978, qui a depuis fusionné avec l'ADEME. Le gestionnaire du réseau électrique RTE, dans son bilan prévisionnel d'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité à l'horizon 2023, publié le 16 novembre 2018, prévoit « une transition énergétique sous contrainte », avec des marges très faibles jusqu'à 2020 du fait des retards subis par les projets de Flamanville (2020), des six parcs éoliens en mer (2021) et de la centrale à gaz de Landivisiau (2021) ; sous les conditions que ces dates de mise en service soient respectées ainsi que les interconnexions prévues, on peut envisager de fermer la centrale à charbon de Cordemais mi-2020, deux autres groupes en 2021 et le dernier en 2022[7]. Pour vendre leur électricité sur le marché, de nombreux producteurs d’énergie verte vont devoir se tourner vers un intermédiaire : l’agrégateur, car les producteurs doivent fournir des prévisions à l’avance, et subissent des pénalités en cas d'erreur ; or, dans les renouvelables, il est difficile d’établir des estimations fiables, surtout pour les petits producteurs ; les agrégateurs, qui achètent de l’électricité à plusieurs producteurs, voient leurs risques d’erreur minimisés grâce à la diversification de leur portefeuille. La consommation ainsi évitée pendant la pointe de consommation hivernale est estimée entre 100 et 200 MW. Le coût de production de l'électricité y est bien plus élevé qu'en métropole, qui bénéficie du nucléaire amorti et de l'interconnexion des réseaux ; selon le dernier rapport de la Commission de régulation de l'énergie, il était compris entre 200 et 250 €/MWh, contre moins de 40 €/MWh sur le marché de gros en métropole. Le ministre de l'Environnement François de Rugy annonce en janvier 2019 que la centrale à charbon de Cordemais (Loire-Atlantique) pourra fonctionner au-delà de 2022 pour garantir l'approvisionnement en électricité de la Bretagne, si son projet de conversion à la biomasse réussit. Entre la fin de la Seconde Guerre mondiale et les années 1970, on assiste à l’apparition du fournisseur EDF en 1946, puis à une sensible augmentation de la taille des centrales électriques. En 2014, le solde exportateur a bondi de 17,9 TWh ; c'est le plus élevé depuis 2002. Après correction des effets température et calendrier, la consommation est de 473 TWh en 2019, en baisse de 0,5 % : la tendance à la stabilisation globale de la consommation se confirme sur les dix dernières années[x 7]. En 2016, elles avaient augmenté de 21,8 % ; cette remontée découlait de l'augmentation de la production thermique fossile causée par les arrêts pour contrôle de plusieurs réacteurs nucléaires imposés par l'ASN. Le câble sous-marin, d'une longueur de 575 kilomètres entre Cork et Landerneau, aura une capacité de 700 MW[134]. L'énergie nucléaire est un atout national pour la France. Sabella, le petit poucet français de la filière hydrolienne, Hydroliennes : GDF-Suez entre dans la course, Ressources et consommation énergétiques mondiales, Liste des régions de France par production et consommation électrique, Site de Réseau de transport d'électricité, Site de la commission de régulation de l'énergie, Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives, Institut national des sciences et techniques nucléaires, Usine d'extraction du plutonium de Marcoule, Commandement spécialisé pour la sécurité nucléaire, Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire, Peloton spécialisé de protection de la Gendarmerie, Association française pour les règles de conception, de construction et de surveillance en exploitation des matériels des chaudières électro-nucléaires, Association nationale des comités et commissions locales d'information, Commission de recherche et d'information indépendantes sur la radioactivité, Histoire du programme nucléaire civil de la France, Portail de l’électricité et de l’électronique, https://fr.wikipedia.org/w/index.php?title=Électricité_en_France&oldid=180345452, Pages avec des arguments non numériques dans formatnum, Portail:Électricité et électronique/Articles liés, licence Creative Commons attribution, partage dans les mêmes conditions, comment citer les auteurs et mentionner la licence.