De quoi est faite l'électricité corse ?
Le soleil, le fioul, les barrages, les câbles : ce qui compose le courant, et quand.
1. L'essentiel en 30 secondes
- Plus du quart de l'électricité consommée en Corse arrive par des câbles sous-marins. Le reste est produit sur l'île, en grande partie par des centrales thermiques qui brûlent du combustible.
- Sur une année, le soleil fournit 9 à 12 % de l'électricité consommée en Corse (2019-2024). Sa part culmine entre 12 et 13 heures : 36 % en moyenne l'été, sans dépasser le thermique.
- Le créneau où l'électricité est la plus renouvelable est entre 12 et 13 heures. C'est aussi le moment où la Corse dépend le moins des câbles qui la relient à l'extérieur.
- En juillet, la demande augmente de 22 % par rapport à juin, surtout de l'après-midi au début de soirée. Mais en moyenne mensuelle, sur 2019-2024, la consommation la plus forte de l'année reste celle de l'hiver. Cela vaut pour ces moyennes, pas pour les pointes : celles-ci se comportent différemment.
- Au printemps, la Corse doit parfois limiter sa production solaire parce que le réseau ne peut pas tout absorber. Il existe donc déjà, à certains moments, un surplus d'énergie renouvelable.
- La Sardaigne voisine fonctionne beaucoup plus souvent que la Corse avec une forte part de solaire et d'éolien. Elle produit aussi bien plus d'électricité qu'elle n'en consomme, et en exporte.
Cette étude repose sur des données publiques d'EDF et d'ENTSO-E. L'historique de production couvre 2019 à 2024 ; les données de bridage solaire s'arrêtent en 2023. Le visuel des six dernières heures de relevés dépend d'une collecte programmée toutes les six heures, lorsque la source est disponible. Chaque graphique indique sa période et sa date de collecte. Une nouvelle compilation ne rend pas les observations historiques plus récentes.
2. Pourquoi cette étude
En 2026, la question de l'autonomie de la Corse est débattue jusqu'au Parlement. Cette étude s'intéresse uniquement à un aspect : l'autonomie électrique.
D'où vient l'électricité consommée en Corse ? Comment sa composition change-t-elle au cours de la journée et des saisons ? À quel moment repose-t-elle le plus sur les énergies renouvelables et sur les ressources de l'île ?
L'objectif est de répondre à ces questions avec des chiffres datés et vérifiables, sans prendre position sur les autres dimensions du débat.
La Corse présente une situation particulière. Contrairement aux grands réseaux continentaux, qui peuvent s'appuyer sur de nombreux moyens de production répartis sur un vaste territoire, l'île dispose de connexions limitées avec l'extérieur. À chaque instant, il faut donc maintenir l'équilibre entre l'électricité disponible et celle qui est consommée.
Une grande partie de l'électricité est encore produite par des centrales thermiques qui brûlent du combustible. L'hydroélectricité et le solaire occupent une place importante ; l'éolien reste marginal, autour de 2 % de la production locale en 2024. Le développement et l'utilisation de ces énergies dépendent aussi des capacités d'un réseau électrique de petite taille.
Les données montrent également qu'une part importante de l'électricité consommée en Corse dépend de l'extérieur. Plus du quart arrive par des câbles sous-marins reliés à l'Italie via la Sardaigne. Les centrales thermiques de l'île fonctionnent elles-mêmes avec du combustible importé.
La production qui repose directement sur les ressources disponibles en Corse vient donc principalement du soleil, de l'eau et du vent. C'est cette part que nous suivrons au fil des chapitres : à quels moments elle augmente, et à quels moments elle diminue.
Derrière les chiffres du thermique, il y a aussi des installations concrètes : les centrales situées près d'Ajaccio et de Bastia, qui fonctionnent au fioul. Deux sujets sont directement liés au système électrique actuel : les émissions de ces centrales et la disponibilité de l'eau utilisée pour la production hydroélectrique.
Cette étude n'a pas vocation à décrire tout le système électrique corse. Elle se concentre sur quelques questions précises et ne cherche pas à proposer une politique énergétique. Elle porte uniquement sur l'électricité, et non sur les transports ou les autres usages de l'énergie.
Le fil principal peut se lire sans connaissance technique préalable : une question, un graphique, puis une explication de ce qu'il montre. Les définitions précises, les nuances méthodologiques et les limites sont regroupées dans des encadrés « pour aller plus loin ». Chacun peut ainsi choisir son niveau de lecture.
3. Ce que disent les données
Avant de regarder d'où vient l'électricité corse au fil de la journée, il faut distinguer deux chiffres.
Le premier concerne toute l'énergie consommée en Corse : électricité, carburants des transports et chauffage. En 2020, 86 % venaient de l'extérieur.
Le second concerne uniquement l'électricité, qui est le sujet de cette étude. Entre 2019 et 2024, 68 % de l'électricité consommée en Corse dépendait de l'extérieur : environ 28 % arrivait directement par les câbles sous-marins, tandis que 40 % était produit sur l'île par des centrales thermiques utilisant du combustible importé.
Les deux chiffres ne portent donc pas sur le même périmètre. Pour la suite, nous nous concentrerons uniquement sur l'électricité et sur la façon dont elle est produite au fil des heures et des saisons.
Sur les six dernières heures
Quelle place le solaire occupe-t-il dans l'électricité consommée en Corse ?
La part du solaire sur les six dernières heures de relevés publiés par EDF, avec un repère annuel.
Cette part change beaucoup au fil de la journée. Elle est presque nulle la nuit et peut dépasser 40 % autour de midi par beau temps : en 2024, c'est arrivé au moins une heure pendant 178 jours, près d'un jour sur deux. Six heures de relevés ne suffisent donc pas à juger la place du solaire : la partie suivante, « Au fil de la journée », compare les heures de la journée sur six années de données.
Pour aller plus loin — que mesure exactement ce visuel ?
La part du solaire est rapportée à toute l'électricité consommée en Corse : la production de l'île (centrales thermiques, barrages, solaire, éolien, bioénergies et autres renouvelables) et l'électricité arrivée par les câbles sous-marins. Les quantités additionnent les 24 quarts d'heure, en mégawattheures (1 MWh = 1 000 kWh, l'unité de votre facture d'électricité). Elles sont arrondies au mégawattheure, et le pourcentage est calculé sur ces valeurs arrondies : on le retrouve à partir des chiffres affichés. Ces données sont estimées par EDF et consolidées chaque année.
Si un ou deux relevés manquent au milieu de la période, ils sont estimés à partir des relevés voisins, et le visuel le signale. S'il en manque davantage, les quantités ne sont pas affichées et le pourcentage ne porte que sur les relevés disponibles. La note méthodologique précise comment les relevés sont datés et ce que recouvre la production classée « photovoltaïque » après le coucher du soleil.
Comment savoir si la donnée est encore récente ? La collecte est programmée toutes les six heures. Le visuel affiche l'âge du dernier relevé, recalculé au moment où vous ouvrez la page. Au-delà de 12 heures, il signale que la donnée est ancienne ; au-delà de 24 heures, qu'elle est trop ancienne pour représenter la situation actuelle.
Au fil de la journée
Même à son zénith, le soleil ne détrône pas le fossile
Une journée d'été moyenne, heure par heure : chaque courbe montre la part d'une source d'électricité au fil de la journée.
À la mi-journée, entre 12 et 13 heures, le solaire atteint son maximum : 36 % de l'électricité corse. C'est aussi le moment où le thermique est au plus bas, à 43 %. Il reste donc la première source d'électricité. Même en été, le solaire ne passe devant à aucune heure de la journée.
Entre 18 et 21 heures, sa part retombe à 6 %. Le thermique remonte à 58 % et les câbles à 25 %. Ensemble, ils fournissent alors plus de 80 % de l'électricité.
(Moyennes de juin à août, 2019-2024.)
Pour aller plus loin — le plafond qui limite le solaire.
Sur un réseau insulaire, les productions intermittentes (soleil et vent sans stockage) sont plafonnées en puissance instantanée : 30 % à l'origine (arrêté du 23 avril 2008, modifié en 2010), 35 % en Corse depuis 2018. La programmation visait 45 % en 2023, mais la révision de juin 2023 n'a pas touché à l'article qui fixe le seuil : celui qui s'applique est resté 35 %. Au-delà, le gestionnaire déconnecte des producteurs, selon la règle du « dernier arrivé, premier déconnecté » : c'est l'écrêtement, que raconte le chapitre du printemps. Les installations couplées à des batteries, elles, échappent au plafond. Notre pic d'été à ~36 % évolue au voisinage de ce seuil, mais les périmètres de calcul diffèrent : cette proximité n'a pas valeur de démonstration.
Ces chiffres concernent l'été. Dans le chapitre suivant, les calculs portent sur toute l'année.
Midi : plus de renouvelable, moins d'électricité importée
À quelle heure vaut-il mieux faire tourner un chauffe-eau, une machine à laver ou recharger un véhicule ?
Autour de midi, la part des énergies renouvelables atteint son maximum.
Entre 12 et 13 heures, le solaire, l'éolien, les bioénergies et la petite hydraulique fournissent environ 35 % de l'électricité. En ajoutant les grands barrages, la part renouvelable atteint 48 %. Cette configuration n'est pas limitée à un pic isolé : le renouvelable total dépasse le thermique de 9 heures à 15 heures.
C'est également à ce moment que la Corse utilise le moins d'électricité importée par les câbles sous-marins : leur part descend autour de 15 %, contre plus d'un tiers pendant une partie de la nuit.
Le thermique reste toutefois important. Autour de midi, il représente encore environ 36 % de l'électricité.
Ces chiffres permettent une distinction utile. Autour de midi, environ 84 % de l'électricité est produite en Corse. Mais cela ne signifie pas que 84 % repose sur des ressources corses : environ 36 points viennent du thermique, alimenté par un combustible importé. Si l'on ne compte que les renouvelables et les barrages, la part produite à partir de ressources de l'île est d'environ 48 %.
Pour les usages qui peuvent être décalés dans la journée, la période autour de midi est donc celle où l'électricité est en moyenne la plus renouvelable et la moins dépendante des importations par câble.
(Moyennes 2019-2024.)
Pour aller plus loin — deux chiffres plutôt qu'un.
Le « renouvelable décentralisé » (35 %) regroupe le soleil, le vent, les bioénergies et la micro-hydraulique : des productions variables, dépendant principalement des conditions météorologiques. Les grands barrages, eux, sont renouvelables mais pilotables : on les turbine quand le réseau en a besoin, et ils pèsent 14 % du mix sur ce créneau. Les compter à part évite de gonfler le chiffre.
Le maximum se situe entre 12 et 13 heures. Selon que l'on inclut ou non les grands barrages, l'une ou l'autre heure arrive légèrement en tête. L'écart est trop faible pour qu'il soit utile de privilégier précisément 12 h ou 13 h.
Le calcul est simple : la part d'une filière à midi, c'est tout ce qu'elle a produit à ces heures-là en six ans, divisé par toute l'électricité appelée à ces heures-là. Soit 52 602 heures de données EDF, validées sur 2019-2020 et estimées à partir de 2021.
Un résultat moins intuitif apparaît dans les données : à midi, le solaire réduit surtout les importations, pas la production thermique. Entre 8 et 13 heures, les importations passent d'environ 77 à 43 MW, tandis que la production thermique reste proche de 107 MW. La baisse de sa part dans le mix vient donc surtout de l'augmentation de la production renouvelable, et non d'un fort ralentissement des centrales thermiques.
Au fil des saisons
En juillet, la demande augmente de 22 %
Comment la consommation d'électricité évolue-t-elle au cours de l'année ?
De juin à juillet, la demande moyenne passe de 231 à 281 MW, soit une hausse de 22 % en un mois. C'est la plus forte augmentation entre deux mois consécutifs de l'année.
La consommation reste élevée en août, puis diminue en septembre et en octobre.
Mais les niveaux moyens les plus élevés sont observés en hiver. La demande moyenne atteint environ 307 MW en hiver, notamment en raison des besoins de chauffage. La Corse connaît donc une hausse importante de sa consommation en été, mais l'hiver reste, en moyenne mensuelle sur 2019-2024, la période où la demande est la plus forte.
Cette comparaison porte sur des moyennes, et sur elles seules. Elle ne dit rien du classement des pointes annuelles, qui obéit à une autre logique.
Pour aller plus loin — moyenne et pointe de consommation.
Les valeurs présentées ici sont des moyennes mensuelles, calculées à partir des données 2019-2024. Elles ne correspondent pas aux pointes de consommation, qui peuvent être beaucoup plus élevées pendant quelques heures.
Lorsqu'on compare des chiffres de puissance, il faut donc distinguer une moyenne mensuelle ou saisonnière d'une pointe observée à un instant donné.
En juillet, la hausse est surtout marquée de 14 h à 20 h
À toutes les heures de la journée, la demande moyenne est plus élevée en juillet qu'en juin. Mais l'écart est particulièrement important de 14 h à 20 h, avec un maximum vers 17 h.
La hausse commence à s'accentuer dans la matinée, atteint environ 70 MW supplémentaires pendant l'après-midi et le début de soirée, puis diminue progressivement pendant la nuit. Elle est la plus faible vers 7 h.
Cette période recouvre en partie les heures de forte production solaire, mais elle se prolonge aussi en soirée, lorsque la production solaire diminue fortement.
Pour aller plus loin — qu'est-ce qui explique cette hausse ?
Ces données permettent de voir quand la consommation augmente, mais pas d'en déterminer la cause. Le tourisme, la climatisation, les températures ou d'autres facteurs peuvent intervenir simultanément.
Pour mesurer leur rôle respectif, il faudrait croiser les données électriques avec des données météorologiques et de fréquentation. Ce n'est pas fait ici.
La pointe estivale horaire augmente de 64 MW entre 2019 et 2024
L'heure la plus chargée de l'été passe de 371 MW en 2019 à 435 MW en 2024. La moyenne des vingt heures les plus chargées suit le même chemin, de 366 à 418 MW.
Entre 2019 et 2024, la médiane des puissances horaires estivales varie peu : +1,5 MW. Ce sont les heures extrêmes qui montent, et d'autant plus qu'elles sont extrêmes : dix mégawatts de plus au troisième quartile, vingt-cinq au neuvième décile, quarante-six au dernier centile, soixante-quatre au maximum.
Le nombre d'heures très chargées suit. En 2019 comme en 2020, aucune heure d'été n'atteint 380 MW. Il y en a 9 en 2021, 111 en 2022, 141 en 2023, 102 en 2024.
Ce dernier chiffre dit aussi la limite du constat. Entre les deux bornes la hausse est nette, mais d'une année à l'autre elle n'est pas continue : la moyenne des vingt heures hautes recule légèrement en 2020 et en 2024, et les heures au-dessus de 380 MW sont moins nombreuses en 2024 qu'en 2023. Le maximum est le seul de ces indicateurs à progresser sans interruption.
Ces étés plus chargés rejoignent-ils l'hiver, qui porte les pointes les plus hautes de la période étudiée ? Une seule fois sur les cinq comparaisons possibles. En 2024, la pointe de l'été dépasse celle de l'hiver qui la précède, de 14 MW. Les quatre autres années, l'hiver conserve entre 35 et 88 MW d'avance.
Les cinq maxima hivernaux sont dispersés, sans tendance établie. Le seul dépassement observé en 2024 ne suffit pas à établir une inversion durable. Ce que ces données établissent, c'est la hausse du côté de l'été.
Pour aller plus loin — comment les saisons sont découpées.
L'été est ici juin à septembre, l'hiver décembre à février. Le découpage de l'été ne change rien : juillet-août seuls, juin-septembre ou mai-octobre donnent les six mêmes maxima, parce que toutes les pointes estivales tombent en juillet ou en août.
Un hiver enjambe deux années civiles, et le jeu de données commence le 1er janvier 2019 pour finir le 31 décembre 2024. Ses deux hivers de bord sont donc incomplets : celui de 2018-2019 n'a pas son mois de décembre, celui de 2024-2025 se réduit à décembre — 744 heures au lieu d'environ 2 160. Cette couverture insuffisante suffit à les écarter : un maximum ne se compare pas à un maximum calculé sur un tiers de la saison. Le panneau inférieur présente cinq comparaisons : l'été 2019 est exclu faute d'hiver précédent complet, et l'hiver 2024-2025 ne précède aucun été étudié.
Un constat complémentaire montre ce que l'on éviterait ainsi. Réduit à son seul mois de décembre, l'hiver 2024-2025 plafonne à 434,5 MW quand l'été 2024 atteint 435,3 : retenu, il aurait donné une quasi-égalité. Or aucun des cinq hivers complets ne culmine en décembre — ils culminent tous en janvier ou en février.
Enfin, les valeurs présentées sont des moyennes horaires. Un maximum instantané peut dépasser le maximum des moyennes horaires ; ces deux indicateurs ne sont pas directement interchangeables.
Un mot sur le périmètre, parce qu'il change d'une année à l'autre. La petite hydraulique est absente des données 2024 : la colonne est vide toute l'année, et le total de 2024 ne la contient donc pas, alors qu'il la contient de 2019 à 2023. Sur une moyenne annuelle, l'écart serait non négligeable — cette filière pèse 4,9 à 8,0 MW selon les années. Aux heures examinées ici, les années dont nous disposons la montrent bien plus faible : de 2019 à 2023, aux vingt heures d'été les plus chargées, sa contribution n'a jamais dépassé 1,6 MW en valeur absolue, et elle est même négative en 2020.
C'est un constat sur ces cinq années, et rien de plus. Ce que la petite hydraulique aurait apporté aux heures de pointe de 2024 n'est pas mesuré, et rien ici ne le reconstitue : les valeurs historiques, dont certaines sont négatives, ne bornent pas celles qui manquent. La comparaison entre années est présentée avec cette réserve. Cette différence de périmètre concerne également les comparaisons de médiane et de quantiles.
Pour aller plus loin — ce que ces chiffres ne disent pas.
Ils décrivent une évolution ; ils n'en donnent pas la cause. Chaleur, fréquentation touristique, équipement des logements et effets de calendrier peuvent intervenir simultanément, et ces données seules ne permettent pas de faire la part de chacun.
Ils ne renseignent que le haut de la distribution. Le maximum, la moyenne des vingt heures les plus chargées et le nombre d'heures au-dessus de 380 MW mesurent tous la même extrémité ; la médiane apporte un point de comparaison au centre de la distribution.
Il faut aussi distinguer deux choses que l'on confond facilement. La traçabilité des fichiers est acquise : chaque fichier est daté, empreinté et vérifié à chaque rafraîchissement. Le statut des valeurs qu'il contient est une autre question — EDF classe 2019-2020 comme validées et 2021-2024 comme estimées. La hausse la plus forte se produit entre 2021 et 2023, donc à l'intérieur de la période estimée : le changement d'étiquette de 2021 ne suffit donc pas à expliquer toute la hausse. Cela ne prouve pas pour autant que la méthode d'estimation soit restée identique sur toute la période.
Enfin, la série s'arrête fin 2024. Les étés 2025 et 2026 ne sont pas couverts, et rien ici ne permet de dire si le mouvement s'est poursuivi.
Dans un entretien publié le samedi 5 septembre 2026, le président-directeur général d'EDF déclare que la pointe de consommation corse a atteint 489 MW le 13 août 2026. Nous le rapportons comme une déclaration datée. Ce chiffre ne se raccorde pas à la série présentée ici, et il ne la valide pas : des propos d'EDF sur des mesures d'EDF ne constituent pas un contrôle indépendant.
La production solaire parfois limitée
C'est au printemps, pas en été, que la Corse bride son solaire
À quels moments la production photovoltaïque doit-elle être limitée ?
Les limitations se concentrent surtout au printemps. Entre 2016 et 2023, 81 % des heures de bridage observées ont eu lieu de mars à juin. Juillet et août représentent, à l'inverse, moins de 1 % du total.
Le mois le plus marqué est mai 2020, avec 141 heures de limitation pour le producteur le plus concerné. Cette période correspond au premier confinement, pendant lequel la demande d'électricité était particulièrement faible.
Les limitations sont également devenues plus fréquentes sur la période étudiée : 54 heures en 2016 contre 356 heures en 2023.
Ces chiffres montrent qu'à certains moments, le réseau corse ne peut pas accepter toute la production solaire disponible. Ils ne permettent toutefois pas de mesurer directement la quantité d'électricité qui aurait pu être produite en plus.
Pour aller plus loin — que mesure exactement le bridage ?
La donnée publiée par EDF indique la durée maximale pendant laquelle un producteur photovoltaïque a été limité au cours du mois. Elle ne mesure donc ni le nombre total d'installations concernées, ni la quantité d'énergie non produite.
Même en mai 2020, le mois le plus marqué de la période, 90,5 % de l'énergie intermittente disponible a été acceptée par le réseau.
Sur 2016-2023, la Corse totalise 2 035 heures de limitation, contre 198 à La Réunion et 14 en Guadeloupe ; aucune n'est recensée dans ces données pour la Guyane et la Martinique.
La Sardaigne dépasse beaucoup plus souvent le niveau de 35 %
Un réseau insulaire peut-il fonctionner avec beaucoup plus de solaire et d'éolien ?
En Corse, le gestionnaire peut limiter certaines productions solaires et éoliennes sans stockage afin de maintenir leur part instantanée sous le seuil réglementaire de 35 %.
Les données disponibles ne permettent pas d'isoler exactement ces installations. Nous mesurons donc un indicateur plus large : la part cumulée de l'ensemble du solaire et de l'éolien.
En 2024, la part cumulée du solaire et de l'éolien a dépassé 35 % pendant environ 15 % des heures en Corse. En Sardaigne, selon le dénominateur retenu, cette proportion se situe entre 36 et 52 %.
En Sardaigne, ces dépassements ne sont pas ponctuels : ils durent huit heures en médiane, et le plus long de 2024 a dépassé trois jours.
Les deux systèmes électriques sont très différents. La Sardaigne produit chaque année environ 45 % de plus qu'elle ne consomme, alors que la Corse reçoit plus du quart de son électricité par les câbles sous-marins.
La Corse tire environ un quart de sa production locale de ses barrages, contre presque rien en Sardaigne. À l'inverse, l'éolien représente environ 16 % en Sardaigne contre 2 % en Corse. Le solaire occupe une place proche dans les deux cas : 16 % en Corse et 14 % en Sardaigne.
Les flux de SAPEI permettent aussi de voir ce qui se passe pendant ces périodes. Pendant les heures où solaire et éolien dépassent 35 %, SAPEI est en export 96 % du temps. Le flux moyen atteint 530 MW, contre 86 MW pendant les autres heures, tandis que la consommation sarde varie peu. Une partie de la production supplémentaire est donc évacuée vers le continent.
Cette comparaison ne montre pas que la Corse pourrait relever son seuil à conditions inchangées. Les deux réseaux diffèrent notamment par leurs interconnexions et par leur équilibre entre production et consommation. Elle montre seulement que 35 % n'est pas une limite générale propre à tous les réseaux insulaires.
Pour aller plus loin — pourquoi deux courbes pour la Sardaigne ?
La règle corse rapporte la production solaire et éolienne à « la puissance transitant sur le réseau ». En Corse, cette quantité est celle qui alimente la consommation de l'île, importations comprises. En Sardaigne, les deux ne coïncident pas : l'île produit bien plus qu'elle ne consomme. Nous donnons donc les deux calculs plutôt que d'en choisir un arbitrairement. L'écart entre eux est important, mais il ne change pas la conclusion : même le calcul le plus bas place la Sardaigne nettement au-dessus de la Corse.
Les données corses viennent d'EDF, les données sardes d'ENTSO-E, qui publie les données du système électrique européen. L'analyse des flux porte sur SAPEI, principale liaison entre la Sardaigne et le continent italien ; les liaisons SACOI et SARCO ne sont pas incluses.
Ni l'une ni l'autre source ne permet de distinguer les installations équipées de stockage, que la règle corse exclut du calcul. Les parts présentées ici portent donc sur l'ensemble du parc solaire et éolien, et non sur le périmètre réglementaire exact.
Pour situer cette comparaison, voici comment se répartit la production locale des deux îles en 2024.
4. Et maintenant ?
Le système électrique corse est en train d'évoluer. Plusieurs projets engagés aujourd'hui modifieront sa production dans les prochaines années.
À Ajaccio, la centrale du Vazzio doit être remplacée par une nouvelle centrale au Ricanto. Prévue pour fonctionner à l'huile de colza, elle doit remplacer le fioul lourd. En novembre 2024, EDF annonçait une mise en service d'ici fin 2027 ; en septembre 2026, EDF annonce une mise en service progressive en 2027-2028. À Bastia, la centrale de Lucciana fonctionne déjà : c'est sa conversion à la biomasse, présentée en 2024 comme envisagée, qui figure parmi les chantiers annoncés. (Sources : EDF, novembre 2024 ; Bernard Fontana, président-directeur général d'EDF, entretien, Corse infos, samedi 5 septembre 2026.)
Ce sont là des investissements, des calendriers et des effets annoncés. Ces annonces portent sur des transformations et des mises en service à venir ; elles n'attestent pas qu'elles aient eu lieu, et les échéances citées sont celles que leur exploitant se donne. Un entretien de presse est une source de propos publiés : il renseigne sur ce qu'EDF annonce, à une date, et ne vérifie aucune des données EDF utilisées par ailleurs dans cette étude.
Ce changement réduirait l'utilisation de combustibles fossiles, mais pas nécessairement la dépendance aux approvisionnements extérieurs. Le colza destiné au Ricanto — environ 200 000 tonnes par an — devra en grande partie être importé : selon EDF, « la Corse seule ne dispose pas des ressources nécessaires ». Dans le même temps, la liaison électrique avec la Sardaigne doit être renforcée.
Il faut donc distinguer deux choses : produire l'électricité en Corse et la produire à partir de ressources disponibles en Corse. Les deux ne se confondent pas.
La question de la qualité de l'air est également liée aux centrales thermiques, notamment autour d'Ajaccio et de Bastia. Les données utilisées dans cette étude ne permettent toutefois pas de mesurer leur effet sur la pollution de l'air, ni de le distinguer de celui d'autres sources comme le trafic maritime.
Les baisses d'émissions annoncées avec ces projets sont celles qu'EDF prévoit pour ses propres installations. Elles portent sur les rejets attendus de la future centrale du Ricanto. Une telle annonce ne constitue ni une mesure de l'air ambiant, ni un résultat sur l'ozone : ce sont deux choses distinctes, et seule la seconde se mesure en station.
L'hydraulique varie fortement selon les années
Les barrages jouent un rôle important dans la production corse : ils fournissent environ un quart de ce que l'île produit elle-même. Mais leur contribution varie beaucoup d'une année à l'autre.
Entre 2019 et 2024, la grande hydraulique représente selon les années 12 à 22 % de l'électricité consommée. Le thermique évolue dans le sens inverse : lorsque la part de l'hydraulique est faible, sa part tend à être plus élevée.
Le contraste est particulièrement marqué en 2022 : l'hydraulique tombe à 12 %, son niveau le plus bas de la période, tandis que le thermique atteint 48 %, son niveau le plus élevé. En 2023, l'hydraulique remonte à 22 % et le thermique descend à 35 %.
Cette relation est très forte sur les six années observées, mais elle ne suffit pas à démontrer que le manque d'eau provoque directement la hausse du thermique. Le graphique ne contient aucune donnée sur les précipitations ou le niveau des barrages. Pour établir ce lien, il faudrait ajouter ces données à l'analyse.
Plusieurs évolutions sont déjà engagées
Batteries, stockage hydraulique, nouvelles installations solaires et renforcement des câbles avec l'extérieur font partie des solutions envisagées ou déjà engagées.
Cette étude ne cherche pas à déterminer laquelle est préférable. Elle montre simplement les contraintes auxquelles elles répondent : production solaire parfois limitée au printemps, forte dépendance au thermique, variations de l'hydraulique et recours important aux interconnexions.
Ce que ces données ne disent pas
Cette étude ne mesure pas le coût de production de l'électricité en Corse ni la qualité de l'air. Elle ne permet pas non plus de prévoir précisément l'évolution du système électrique. Ces questions nécessitent d'autres données et d'autres analyses.
5. La méthode en clair
Les données de cette étude sont téléchargées directement auprès de leurs producteurs, puis préparées et contrôlées automatiquement.
Trois étapes sont appliquées à chaque mise à jour.
- Collecter les données. Les fichiers sont téléchargés directement depuis EDF ou ENTSO-E. Leur origine, leur date de collecte et leur licence sont enregistrées. Les fichiers incomplets ou incorrects sont rejetés.
- Préparer et contrôler. Les données sont mises dans un format commun, les heures sont harmonisées et plusieurs contrôles vérifient leur cohérence. Une valeur manquante ou une catégorie inconnue n'est pas corrigée automatiquement : elle doit d'abord être examinée.
- Produire les graphiques. Les figures sont générées automatiquement à partir des données préparées. La source et la date de collecte sont ajoutées à chaque graphique.
La chaîne s'exécute toutes les six heures : elle rafraîchit les sources glissantes et contrôle les fichiers historiques conservés. Ce rythme est celui de la publication, pas celui de toutes les observations. Si une source est temporairement indisponible, la dernière version complète est conservée ; le visuel des six dernières heures signale un relevé trop ancien.
Le résultat « +22 % entre juin et juillet » dispose d'un dossier de vérification : mesures horaires utilisées, calcul reproductible et limites de lecture.
Les principaux résultats sont également contrôlés automatiquement. Si une mise à jour modifie sensiblement un chiffre utilisé dans le document — par exemple les 22 % de hausse en juillet ou le créneau autour de midi — la publication est interrompue jusqu'à vérification.
Cela permet d'éviter qu'une modification des données ou du traitement change silencieusement les conclusions présentées ici.
Les principales sources
| Donnée | Producteur | Période | Licence |
|---|---|---|---|
| Mix électrique corse en temps réel | EDF | environ 14 derniers jours | Licence Ouverte 2.0 |
| Production électrique corse par filière | EDF | 2019-2024 | Licence Ouverte |
| Limitations du photovoltaïque | EDF | 2016-2023 | Licence Ouverte 2.0 |
| Production électrique de la Sardaigne | ENTSO-E | 2019-2024 | CC-BY 4.0 |
La date de collecte utilisée apparaît au bas de chaque graphique.
6. Définitions et limites
Quelques précisions sont nécessaires pour interpréter correctement les chiffres de cette étude.
Deux façons de compter les renouvelables
Le renouvelable décentralisé regroupe le solaire, l'éolien, les bioénergies et la petite hydraulique. Autour de midi, il représente environ 35 % de l'électricité.
En ajoutant les grands barrages, également renouvelables mais pilotables, cette part atteint environ 48 %.
Les deux valeurs sont donc précisées lorsqu'elles sont utilisées.
Produire en Corse ne signifie pas utiliser une ressource corse
Une centrale thermique située en Corse produit bien son électricité sur l'île, mais elle utilise un combustible importé.
Le document distingue donc :
- l'électricité importée par les câbles ;
- l'électricité produite en Corse ;
- l'électricité produite en Corse à partir de ressources locales.
Autour de midi, ces distinctions sont importantes : environ 15 % de l'électricité arrive par les câbles, tandis que 48 % proviennent des renouvelables et des barrages de l'île.
Une partie des données EDF est estimée
EDF classe les données 2019-2020 comme validées et celles de 2021-2024 comme estimées.
Nous avons vérifié séparément les deux périodes : les principaux résultats présentés dans cette étude, notamment la hausse de juillet et le maximum renouvelable autour de midi, apparaissent dans les deux.
Les heures ont nécessité une vérification particulière
Les données historiques d'EDF comportent une ambiguïté sur le fuseau horaire utilisé. Plusieurs contrôles indépendants ont permis de confirmer que les heures doivent être interprétées comme des heures légales en Corse.
Cette vérification a conduit à corriger une première version de l'étude qui situait à tort certains résultats deux heures plus tard.
Les détails de cette vérification sont disponibles dans la note méthodologique.
Quelques heures particulières ont été exclues
Les calculs 2019-2024 utilisent 52 602 heures de données.
Six heures correspondant aux passages à l'heure d'été ont été retirées car leur traitement dans les fichiers EDF n'est pas cohérent d'une année à l'autre.
La petite hydraulique manque dans les données 2024
La catégorie « petite hydraulique » n'apparaît plus dans les données EDF pour 2024. Les vérifications effectuées montrent qu'elle n'est pas non plus incluse dans le total publié pour cette année.
Cette absence est donc prise en compte dans les calculs plutôt que corrigée artificiellement.
Le bridage solaire est mesuré en heures
Les données sur les limitations photovoltaïques indiquent une durée de limitation, et non une quantité d'électricité perdue.
Elles permettent donc de savoir quand les limitations sont fréquentes, mais pas de calculer directement l'énergie qui aurait pu être produite.
Corse et Sardaigne : les échanges sont retirés
Pour comparer les deux îles, seules leurs productions locales sont prises en compte. Les importations et exportations sont exclues.
Les données corses viennent d'EDF et les données sardes d'ENTSO-E.
La Corse n'importe pas à chaque instant
Sur l'ensemble des six années étudiées, la Corse importe davantage d'électricité qu'elle n'en exporte. Elle a cependant également exporté pendant 607 heures, soit un peu plus de 1 % du temps.
Lorsque ce document parle de dépendance aux câbles, il s'agit donc d'une situation moyenne, pas d'une règle valable à chaque heure.
Cette étude porte uniquement sur l'électricité
Les carburants utilisés dans les transports et les combustibles utilisés directement pour le chauffage ne sont pas inclus.
L'autonomie électrique et l'autonomie énergétique sont donc deux questions différentes.
Les périodes couvertes ne sont pas toutes les mêmes
Les données historiques de production couvrent 2019 à 2024. Les données en temps réel utilisées par le visuel des six dernières heures commencent en 2026. La période intermédiaire n'est pas utilisée pour relier les deux séries.
Les données sur le bridage photovoltaïque s'arrêtent quant à elles en 2023, dernière année disponible dans la source utilisée.
Sources et réutilisation
Les données EDF et ENTSO-E utilisées ici sont publiées sous licences ouvertes. Chaque graphique indique sa source et la date à laquelle les données ont été collectées.