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Equilibre réseau : l’écrêtement de la production solaire explose au premier semestre
Dans son bilan semestriel, RTE enregistre un triplement des écrêtements de la production photovoltaïque qui passent de 0,4 TWh en 2024 à 1,2 TWh sur la même période en 2025. En moyenne entre avril et juin, la production écrêtée correspond à environ 10 % du volume théoriquement produit pour le solaire – contre 5 % en 2024 et 1 % en 2023.

juillet 25, 2025 Marie Beyer

RTE a publié son bilan du premier semestre 2025 qui propose également une perspective sur la sécurité d’approvisionnement électrique pour l’été. Plusieurs tendances ont été confirmées, et notamment l’augmentation de la production décarbonée et une consommation électrique toujours stable (malgré les objectifs d’électrification) et toujours en-deçà de son niveau pré-crise sanitaire – de l’ordre de 6 à 7 % de la moyenne des années 2014 à 2019.

Le rapport confirme également l’augmentation exponentielle des écrêtements de la production solaire photovoltaïque. Sur les six premiers mois de l’année, les volumes de production renouvelable effacés pendant les périodes de prix négatifs ont presque doublé, passant de 1,1 TWh en 2024 à 2 TWh. Sur ce total, 1,2 TWh concernait le seul solaire photovoltaïque, soit une multiplication par trois en un an.

« L’ensemble de la production bas-carbone en France est amené à moduler sa production à la baisse en réaction aux prix de marché, explique le gestionnaire. Le parc hydraulique pilotable (réservoirs lacs ou STEP), le parc nucléaire – exploité pour moduler en fonction des prix de marché et qui ajuste donc sa production à la baisse dans l’après-midi et durant le week-end –, et de manière croissante l’éolien et le solaire, qui écrêtent leur production en période de prix négatifs. Ces situations ne sont pas nouvelles mais leur fréquence et leur ampleur tendent à s’accroître, conduisant également à devoir faire évoluer les règles de coordination de l’équilibrage du système. »

Pour contexte, le marché spot a enregistré 363 heures de prix négatifs au premier semestre 2025 (soit environ 8 % du temps), contre 235 heures au premier semestre 2024 et seulement 53 heures à la même période en 2023.

RTE relève que la part du parc solaire incitée à moduler sa production est restée constante, avec une part importante des grandes centrales sous le régime de l’obligation d’achat. Le gestionnaire souligne toutefois que les capacités renouvelables mobilisables sur le mécanisme d’ajustement ont quadruplé en un an, passant de moins de 0,5 GW à plus de 2 GW – portées majoritairement par l’éolien. La montée en puissance du solaire constitue une étape clé pour l’évolution du réseau, notamment avec une obligation de participation au mécanisme d’ajustement de toutes les centrales prévue à partir de 2026.

« En moyenne entre avril et juin, la production écrêtée correspond à environ 10 % du volume théoriquement produit pour le solaire (contre 5 % en 2024 et 1 % en 2023). Cela modifie de manière désormais visible les profils journaliers de production solaire lors des mois de printemps, plus particulièrement entre 10 h et 16 h, où surviennent le plus fréquemment les prix spot négatifs », statue le rapport, faisant écho à des réflexions plus profondes sur l’évolution du fonctionnement des marchés de l’électricité.

Car, en parallèle, le solde exportateur de la France reste élevé (37,6 TWh au premier semestre). Mais il ne suffit plus à absorber les excédents. Le gestionnaire appelle une nouvelle fois à pousser vers le déplacement des consommations (notamment les plus importantes) dans l’après-midi où les prix de gros sont les plus bas.

Le triangle prix, production et consommation est encore à travailler. Surtout, le bilan RTE montre une nouvelle fois que la croissance du solaire (et des énergies renouvelables en général), en France et en Europe, impose une transformation du système électrique et de nos usages pour mieux intégrer cette production intermittente.

Le coût en investissement de résistance électrique est très faible, des systèmes de chauffage sont à mettre en bi-énergie : gaz et élec et non plus gaz seul. Avec un tarif de l'électricité pour inciter à la consommer 6 mois par an (avril-septembre), de 11h à 16h (mais la tarification est plus compliqué à modifier pour les particuliers),

mobar a écrit : ↑

03 août 2025, 16:26

Ou avec du power to gas connecté à un réseau d'hydrogène, un stockage souterrain, une industrie de production de synfuel ou tout autre activité énergivore (datacenter, bitcoin mining, administration de peigneurs de girafes ...)

Ce n'est pas le nombre de solutions qui pose problème, c'est la quantité bien trop faible d'énergie excédentaire!

Silenius a écrit : ↑

04 août 2025, 05:56

Le coût en investissement de résistance électrique est très faible, des systèmes de chauffage sont à mettre en bi-énergie : gaz et élec et non plus gaz seul. Avec un tarif de l'électricité pour inciter à la consommer 6 mois par an (avril-septembre), de 11h à 16h (mais la tarification est plus compliqué à modifier pour les particuliers),

Pour un industriel, un abonnement et une connection de plusieurs MW est extremement cher et long a mettre en place. La modification d'un systeme de chauffage aussi (four ou chaudiere).