La Fibre
Télécom => Réseau => 
Énergie => Discussion démarrée par: alain_p le 06 avril 2024 à 22:19:51
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Une surproduction en journée à cause des énergies renouvelables rend les prix négatifs et menace les investissements dans la production d'électricité :
Vivien l'avait souligné récemment dans un tweet, mais avec l'accroissement de la production du photovoltaïque un peu partout en Europe, ainsi que de l'éolien, et avec le retour du beau temps et l'allongement des journées, il y a une surproduction d'électricité en milieu de journée, rendant les prix de marché de gros de l'électricité négatifs. Voir l'illustration ci dessous tirée d'eco2mix. On voit sur le schéma que les prix de l'électricité de l'Allemagne, la Belgique et de la Suisse sont très négatifs (~-50 € le MWh), vers 13-14h. Au point que l'on devra payer les centrales solaires pour qu'elles se déconnectent du réseau, pour rétablir l'équilibre production/consommation, qui doit être respecté à tout moment de la journée. Car elles le peuvent facilement, mais pas les centrales nucléaires ou au gaz.
https://x.com/lafibreinfo/status/1771511315359543406
https://www.rte-france.com/eco2mix/les-donnees-de-marche
Par contre, la nuit, où le solaire ne produit pas, la surproduction cesse, et les prix redeviennent positifs. Mais cette tendance rend problématique la rentabilisation des investissements dans la production d'électricité, par exemple ceux du nucléaire, on a vu les énormes coûts des EPR, à Flamanville, mais aussi à Hinkley point 2, en Angleterre, où celle-ci a promis à terme un prix d'achat de plus de 100€ le MWh (qui risque déjà d'être insuffisant, sauf sur la durée longue, pour rentabiliser le projet).
En France, l'accord entre EDF et l'état prévoyait un prix de référence d'environ 70 € le MWh. Et vu la baisse des prix, les industriels ne sont pas pressés comme le demande EDF, de passer des contrats à long terme à ce prix là...
Les énergies renouvelables sont en plein essor. L'Allemagne indiquait récemment qu'elles assuraient désormais plus de 50% de sa consommation (mais c'est une moyenne sur l'année). Comme le solaire, et l'éolien sont des énergies intermittentes, il faut maintenir des moyens de productions de base qui ne dépendent pas de la météo, et en Alllemagne, c'est d'abord le gaz. Mais au prix actuel du gaz, ces centrales ne vont pas être rentables.
En France, c'est plutôt le nucléaire, mais au coût de constructions des nouvelles centrales nucléaires, et il faut des investissements massifs, car les actuelles dépassent les 40 ans, elles ne pourront pas être maintenues éternellement, les nouvelles auront beaucoup de mal à être rentables.
On risque d'arriver à une situation où les opérateurs de moyens de production de base pourraient aller vers la faillite, et il sera aussi difficile de financer les gros investissements nécessaires dans les lignes à très haute tension...
Voir par exemple La Tribune du 3 Avril :
Electricité : l'ère des prix négatifs commence
Lundi 1er avril, les prix de l’électricité sont passés en négatif en France, en raison d'une offre excédentaire. Résultat : de nombreux champs d'éoliennes se sont découplés du réseau provoquant une chute brutale de la production. Mais ce phénomène n’est pas forcément une bonne nouvelle pour le consommateur, et met en lumière la nécessité de repenser les mécanismes de marché et d'encourager la flexibilité de la demande.
Marine Godelier - 03 Avr 2024, 19:40
Après la flambée exceptionnelle des cours de l'énergie pendant la crise, c'est un nouveau phénomène qui préoccupe les professionnels du secteur : celui des prix négatifs. Et pour cause, alors que le monde installe de plus en plus d'énergies renouvelables intermittentes, dont la contribution au réseau dépend de la météo, l'électricité devient surabondante à certaines heures de la journée, au gré du vent et du soleil...et inversement lors des pics de consommation. Ce qui fait drastiquement varier les prix, de plus en plus volatils. Ainsi, ce lundi 1er avril, alors que le vent soufflait copieusement, les prix sont passés en négatif en France dès 14 heures, en raison d'une offre excédentaire d'électricité par rapport à la demande.
En réaction, de nombreux champs d'éoliennes se sont découplés du réseau, cette source d'énergie passant en quelques minutes de 10 gigawatts (GW) à seulement 5 GW, selon les données du Réseau de transport d'électricité (RTE) ! Et ce n'est pas forcément une bonne nouvelle pour le consommateur.
Prime à l'arrêt
En effet, puisque l'électricité ne se stocke pas à grande échelle, les prix peuvent tomber en-dessous de zéro en période de forte production d'énergies renouvelables et de faible consommation, lorsque des actifs non flexibles (comme les centrales au gaz et, dans une moindre mesure, les centrales nucléaires) soumettent des offres négatives pour éviter les coûts de redémarrage.
« Autant une éolienne c'est presque du « ON/OFF », autant si l'on arrête d'autres installations, comme des centrales au gaz, au charbon ou nucléaire, ce n'est pas évident de les faire repartir. Ainsi, si celles-ci ne peuvent pas réduire leur production pour des raisons techniques, économiques ou de sécurité, elles préféreront payer pour continuer à produire », précise à La Tribune Mathieu Pierzo, directeur marchés de l'électricité chez RTE.
D'habitude, en France, c'est surtout le nucléaire qui réduit la voilure pour éviter ce phénomène, et essuie les pertes en modulant. Mais ce repli a des limites :
« Une centrale nucléaire peut baisser sa production jusqu'à un certain point, mais aller jusqu'à l'arrêt de tranche est compliqué et impliquera des temps plus longs pour la remettre en marche. L'exploitant va donc payer quelqu'un sur le marché pour lui prendre cette énergie, afin d'éviter de couper sa centrale », précise Corentin Sivy, directeur stratégie et business chez l'exploitant de parcs d'énergies renouvelables BayWa.r.e. France.
Or, dans ce cas de figure, ce sont les producteurs d'énergies renouvelables qui doivent diminuer leur production. En effet, tous les opérateurs de champs éoliens et solaires qui se trouvent sous contrat avec l'Etat (c'est-à-dire la grande majorité d'entre eux) doivent s'ajuster. « S'ils peuvent démontrer qu'ils n'ont pas injecté dans le réseau lors des heures de prix négatifs [ce qui arrive une centaine d'heures par an, ndlr], le contrat indique qu'ils seront rémunérés pour ça. C'est ce qu'on appelle une prime à l'arrêt », explique-t-on chez RTE. L'idée est ainsi de juguler le surplus d'électricité afin de maintenir l'équilibre.
Seulement voilà : avec la pénétration toujours plus forte de ces énergies, la situation arrivera de plus en plus fréquemment. Par conséquent, « ce système va finir par être remis en cause car il va couvrir des volumes importants », estime Corentin Sivy. « Ce que le consommateur gagnera quand les prix sont négatifs, il le perdra à travers la compensation au producteur. Celui-ci vendra d'ailleurs toujours au même prix quel que soit les cours du marché, puisque l'Etat lui paie la différence entre ces cours et un niveau prédéfini dans le contrat », ajoute l'économiste Jacques Percebois, spécialiste du marché de l'électricité.
Principe du coût marginal
Surtout, le phénomène interroge sur l'avenir même de ce fameux marché de l'électricité en Europe. Car celui-ci rendra difficile le financement des moyens de production nécessaires en période de pointe, en premier lieu le gaz. « Avec des prix négatifs à certains moments, il va être de plus en plus compliqué de les rentabiliser. C'est l'énorme sujet qui nous agite tous », pointe Corentin Sivy.
Pour le comprendre, il faut se plonger dans la manière dont fonctionne ce marché. Concrètement, celui-ci obéit au principe du coût marginal : pour répondre à la demande qui varie à tout instant, les centrales sont appelées dans l'ordre croissant de leurs coûts de fonctionnement, qui dépendent largement du prix du combustible. Et dans ce système d'enchères perpétuelles, le prix final du mégawattheure (MWh) s'aligne sur celui de la dernière centrale appelée sur le Vieux continent, soit la plus chère (souvent une centrale à gaz).
« Il est évident qu'un propriétaire d'une centrale à gaz ne va la déclarer disponible que si elle ne fonctionne pas à perte. C'est pour ça qu'il faut que le prix de l'électricité soit calé, heure par heure, sur le fonctionnement d'une centrale à gaz si j'en ai besoin à cet instant. A ce moment, toutes les autres centrales dont les coûts de fonctionnement sont inférieurs bénéficient donc d'une rente infra-marginale, que l'Etat veut capter », note Jacque Percebois.
Seulement voilà : si demain, il n'y a plus de centrales à charbon et presque plus de centrales à gaz pour des raisons écologiques, ce modèle ne fonctionnera plus. « En France, la centrale marginale sera le nucléaire. Or, ses coûts variables sont faibles, de l'ordre de 15 euros du MWh. En vendant son électricité, l'exploitant récupèrera donc ces coûts de fonctionnement, mais pas les coûts fixes, qui sont beaucoup plus importants. Il risque donc de tourner à perte ! », poursuit l'économiste.
Conscient de ce problème, le gouvernement français s'est d'ailleurs battu pour revoir le marché européen de l'électricité, afin de pouvoir administrer les prix du nucléaire, en les protégeant face à ces risques du marché.
« C'est le gros problème du marché fondé sur le coût marginal : comme il ne fonctionne pas bien car les cours sont tantôt trop hauts, tantôt trop bas, il faut des rustines. Et ce, pour aider certaines énergies quand les prix sont trop bas, comme les subventions aux renouvelables et peut-être demain au nucléaire, et récupérer les rentes quand ils sont trop élevés », poursuit Jacques Percebois.
Mais ladite réforme ne remet pas en cause le principe du coût marginal. Si bien que, lorsque les quelques centrales au gaz seront appelées à la pointe (puisqu'elles ont l'avantage d'être facilement pilotables à la hausse), les prix risqueront de varier à l'extrême. En Allemagne, qui a décidé de sortir de l'atome civil, la question se fait d'ailleurs de plus en plus pressante. « Pendant les heures où il n'y aura pas assez d'énergies renouvelables pour répondre à la demande, l'électricité y coûtera peut-être 300-400 euros par MWh », glisse off-the-record par une personnalité très haut placée du secteur de l'énergie.
Baisser, éteindre, décaler
C'est d'ailleurs pour cette raison que RTE espère lisser la pointe. Et ce, grâce à ce qu'on appelle la « flexibilité de la demande ». « Plus on peut déplacer de la consommation pour la mettre en face de ces heures de forte production décarbonée, mieux c'est. Il faut réfléchir à des signaux tarifaires », souligne Mathieu Pierzo. Cela donc s'appuie en partie sur un changement de comportement des usagers, qui peuvent contribuer à « gérer les bosses et les creux » de la production en décalant leur consommation.
Ce qui pourrait « faire baisser le coût global du système », expliquait déjà en octobre à La Tribune le président de RTE, Xavier Piechaczyk. Cette nouvelle façon de consommer son électricité ne pourra se généraliser que par le biais d'incitations financières, à l'image du système de tarifs heures pleines et heures creuses mis en place il y a quarante ans pour encourager les Français à enclencher leur ballon d'eau chaude la nuit.
« Aujourd'hui, c'est bien ancré dans les esprits, mais ce n'est pas suffisant, dans le sens où encore beaucoup de Français ne sont pas sur ce système-là, prévient le patron de RTE. Ce mécanisme concerne environ 15 millions de consommateurs sur une assiette de 39 millions. On pourrait faire beaucoup mieux », pointait Xavier Piechaczyk en octobre.
Pour l'heure, cependant, ce n'est pas la piste privilégiée par le gouvernement. En février, celui-ci a décidé de remonter la Taxe intérieure sur la consommation d'électricité (TICFE) à 21 euros par MWh, après l'avoir abaissée à 1 euro par MWh pendant la crise. C'est d'ailleurs la hausse de cette accise qui explique l'augmentation de 10% des tarifs pour les particuliers au 1er février. Or, celle-ci s'applique à tous au même niveau quelque soit l'heure de consommation ; une philosophie bien éloignée de celle prônée par RTE.
https://www.latribune.fr/climat/energie-environnement/electricite-l-ere-des-prix-negatifs-commence-994515.html
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Vu qu'on entre dans un monde où la production n'est plus totalement pilotable, je pense que pousser pour que les consommateurs n tiennent compte est une bonne chose. A mon avis meme, les tarifs fixes 24/365 ne devraient plus exister.
Par contre coté production aussi ca pousser pour etre plus modulable. Que ceux qui produisent au soleil ou au vent soient incités a stocker quand leur elec ne vaut rien. Il y a des systemes de batteries (pas au lithium) qui emergent et dont le coût doit etre considéré. Enfin ca parait juste que quand tu produit du solaire, et que si le moment où t'es a ton max, c'est aussi le moment où tous tes concurrents à 100km a la ronde sont aussi a leur max, ET que c'est le moment où la conso est faible, ben c'est legitime que ta production ne vaille pas grand chose... Donc a toi de stocker le max que tu peux et revendre 2h plus tard.
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un simple exemple mais il y en a bien d'autres : https://rondo.com/
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On sait que la capacité de stockage est très insuffisante par rapport à la production. Et qu'il ne serait pas non plus rentable, vu les investissements demandés, de financer le développement de capacités de stockage permettant de stocker toute l'électricité produite pour plusieurs jours, au cas où le soleil et le vent manquerait. Ce sont des conditions qui se reproduisent chaque hiver pendant une semaine ou deux.
Le problème est qu'en fait, pour disposer d'énergies renouvelables, on est en train d'investir trois fois pour satisfaire la même demande : 1 fois en photovoltaïque, une deuxième fois en éolien, car la nuit quand il n'y a pas de soleil, il faut pouvoir suppléer, et une troisième fois dans une production pilotable (nucléaire, gaz, charbon...), car il faut pouvoir répondre à la demande quand il n'y a ni soleil ni vent.
A chaque fois les investissements sont colossaux. Surtout qu'il faut aussi développer de nouvelles lignes à très hautes tension, quand par par exemple les champs éoliens offshore ne sont pas à côté des lieux de production.
Donc on va inévitablement vers une grosse surproduction quand par contre tous ces moyens de production peuvent fonctionner ensemble, quand il y a du soleil et du vent. Ce qui surtout le cas au printemps et à l'été.
La tendance ne peut que s'empirer car les politiques des états tendent tous à développer les énergies renouvelables, et que leur part augment chaque année.
On voit qu'il commence à y avoir des problèmes sur les investissements dans l'éolien. Les enchères anglaises dans les champs éoliens ont été infructueuses en Septembre dernier, car le prix garanti pour l’achat de l'électricité a été jugé insuffisant par toutes les entreprises du secteur, et non rentable.
Depuis, le gouvernement britannique a décidé de l'augmenter de 66%, à 73 £ le MWh, soit 84 €. Mais si les prix de marché sont négatifs pendant une partie de l'année, cela va vite devenir un gouffre pour les états (comme pour Hinkley Point 2).
Voir par exemple zone bourse :
La Grande-Bretagne va augmenter de 66 % les prix garantis pour les projets d'éoliennes offshore lors de la prochaine vente aux enchères
Le 16 novembre 2023 à 01:03
...
Les projets d'éoliennes en mer se verront proposer un prix d'exercice de 73 livres (90,61 dollars) par mégawattheure (MWh), contre 44 livres par MWh lors de la vente aux enchères de septembre, tandis que les projets d'éoliennes flottantes, dont la technologie en est à un stade de développement moins avancé, se verront proposer 176 livres par MWh, contre 116 livres lors de la vente aux enchères précédente.
...
https://www.zonebourse.com/cours/action/IBERDROLA-S-A-355153/actualite/La-Grande-Bretagne-va-augmenter-de-66-les-prix-garantis-pour-les-projets-d-eoliennes-offshore-lor-45366762/
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On sait que la capacité de stockage est très insuffisante par rapport à la production. Et qu'il ne serait pas non plus rentable, vu les investissements demandés, de financer le développement de capacités de stockage permettant de stocker toute l'électricité produite pour plusieurs jours, au cas où le soleil et le vent manquerait.
Ce n'est pas le but.
je parle de stocker l'equivalent de quelques heures de production solaire/eolien. Ca couvrirai plus de la moitié du surplus.
Pour le solaire l'idée est de stocker l'essentiel de ce que tu produit, lorsque ca vaut pas grand chose, par exemple sur la periode 12-16h, pour revendre le tout quand ca sert a quelque chose, donc plus cher, à partir de 18 ou 19h par exemple.
Meme principe pour l'eolien.
Si la consommation doit faire des efforts pour consommer au meilleurs moments, la production doit aussi etre moins bete, surtout l'intermitent qui est actuellement 100% dependant a la presence ou pas de vent/soleil.
Enfin on y viendra un jour ou l'autre de toute façon. Actuellement on leur file des prix garantis pour que les banques soient ok pour financer les projets, mais ce n'est pas pérenne.
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Si tu ne stockes que quelques heures, tu ne pourras rien faire pour répondre à la consommation quand le manque de soleil et de vent dépassera quelques heures. En hiver, la nuit dure 16 heures, le jour 8h, et encore le soleil est très bas (moindre efficacité), et très souvent caché.
De toute façon, pour l'instant, on n'a même pas la capacité de stocker plus de 1% de la production.
Et en plus, si tu arrives à stocker et à délivrer la nuit, tu te retrouveras an concurrence avec l'éolien et le nucléaire (et l'hydraulique), ou le gaz, et les prix continueront à être bas et ne seront rentables pour personne, et donc les investissements.
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Le solaire en auto-consommation (sans stockage ni revente) est aussi une solution : pas très cher à installer et qui t'incite naturellement à faire tourner le lave linge au plus fort ensoleillement pour réduire ta consommation facturée (avec la minuterie si tu es au boulo).
Mais plus généralement, pour moi si un système économique génère des prix négatifs, c'est surtout le système économique qui a un problème, comme vouloir valoriser au jour ou à l'heure une production qui ne peut exister que sur la durée, qu'elle soit énergétique, industrielle ou agricole. Mais bon, tant qu'il y aura plus à gagner à spéculer sur les pénuries qu'avec une production stable et pérenne, on en sortira pas.
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Mais plus généralement, pour moi si un système économique génère des prix négatifs, c'est surtout le système économique qui a un problème, comme vouloir valoriser au jour ou à l'heure une production qui ne peut exister que sur la durée, qu'elle soit énergétique, industrielle ou agricole.
Pas du tout.
Des prix nuls ou négatifs sont là justement pour réguler l'offre et la demande. Comme à l'inverse, des prix très élevés par un manque d'offre.
Le caractère négatif est souvent associé à une contrainte (physique, légale, contractuelle...) : le producteur ne peut pas s'empêcher de produire et de vendre, et tant que le marché ne l'accepte pas, il doit baisser, baisser, baisser son prix, quitte à être dans le négatif pour enfin trouver acheteur.
Quant à valoriser une production à l'heure près ou au quart d'heure près... c'est tout simplement que ton bien ou ton service a une valeur différente dans le temps.
Produire de l'électricité durant une nuit sans vent, c'est plus dur qu'en journée avec du soleil et du vent. L'élec la nuit a donc, de fait, plus de valeur.
Produire de l'eau à côté d'une source, c'est plus facile que de produire de l'eau en plein désert. L'eau a donc plus de valeur en plein désert.
etc.
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Pas du tout.
Des prix nuls ou négatifs sont là justement pour réguler l'offre et la demande. Comme à l'inverse, des prix très élevés par un manque d'offre.
Oui, je n'espérait pas convaincre qui que ce soit tant la doxa boursière américaine actuelle est ancrée dans les esprits, mais ne pas voir que des prix négatifs sont avant tout un échec total d'organisation du marché, et en louer au contraire ses effets bénéfiques, c'est ce qui nous enferme et nous empêche de trouver de meilleures solutions
Quant à valoriser une production à l'heure près ou au quart d'heure près... c'est tout simplement que ton bien ou ton service a une valeur différente dans le temps.
Valoriser un bien ou service sur une base horaire a du sens si la production est en mesure de s'adapter en retour, mais si elle est rigoureusement incapable de le faire (energie non pilotable, agriculture saisonière, etc.), cela n'a rigoureusement aucun intérêt, à part provoquer des alternances de pénuries et de chute des cours, et favoriser la spéculation
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et tant que le marché ne l'accepte pas, il doit baisser, baisser, baisser son prix, quitte à être dans le négatif pour enfin trouver acheteur.
Ce qui signifie qu'il paie pour qu'on emporte sa production. Et que c'est donc lui l'acheteur.
Le principal, c'est que tu trouves ça normal.
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Ce qui signifie qu'il paie pour qu'on emporte sa production. Et que c'est donc lui l'acheteur.
Le principal, c'est que tu trouves ça normal.
Dans le système économique actuel, c'est quelque part la "normalité", car personne n'a encore mis au point et testé en vraie grandeur un système alternatif susceptible de faire la pige au système actuel...
Pour ma part, c'est dans ce sens que je l'ai interprété.
Peut-être dans un système autarcique? M'enfin, on est dans le bistro, et on peut échafauder tout et son contraire, non? ;)
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Le principal, c'est que tu trouves ça normal.
Pas une question de trouver normal ou pas, c'est un fait, c'est comme ça.
C'est enseigné dès les 1ères heures d'un cours d'économie.
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Et hop, un argument d'autorité, un.
J'ai fait de l'éco et n'ai jamais vu ça. Sans doute que c'était il y a longtemps, avant tous les délires actuels... et/ou que mes études ont été suffisamment longues pour que j'oublie mes premiers cours ? (oui, on peut jouer à deux à l'argument d'autorité, si tu veux)
Plus qu'à appliquer ça dans tous les domaines, alors ! Chaque fin de mois, va donc faire un CHQ à ton patron pour avoir le bonheur de trimer pour lui, tant que tu y es ?
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Et hop, un argument d'autorité, un.
J'ai fait de l'éco et n'ai jamais vu ça. Sans doute que c'était il y a longtemps, avant tous les délires actuels... et/ou que mes études ont été suffisamment longues pour que j'oublie mes premiers cours ? (oui, on peut jouer à deux à l'argument d'autorité, si tu veux)
Plus qu'à appliquer ça dans tous les domaines, alors ! Chaque fin de mois, va donc faire un CHQ à ton patron pour avoir le bonheur de trimer pour lui, tant que tu y es ?
Allez, puisqu'on est dans le bistro... Et donc le chapitre délire étant ouverts pourrait-on prétendre que certains ont longtemps poursuivis leurs études, sans jamais les rattraper? Je vous laisse quelques temps là-dessus! ;)
Cool, bonne fin de week-end!
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En attendant, aujourd'hui, plutôt que de produire, la France a préféré importer de l'électricité.
Ce qui me gène actuellement, c'est qu'on produit de plus en plus mais qu'on nous demande de consommer de moins en moins. Jusqu'à quel point l'inversion des courbes va pouvoir tenir (avec de balancer l'électricité dans le vide) ?
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Et hop, un argument d'autorité, un.
J'ai fait de l'éco et n'ai jamais vu ça. Sans doute que c'était il y a longtemps, avant tous les délires actuels... et/ou que mes études ont été suffisamment longues pour que j'oublie mes premiers cours ? (oui, on peut jouer à deux à l'argument d'autorité, si tu veux)
Plus qu'à appliquer ça dans tous les domaines, alors ! Chaque fin de mois, va donc faire un CHQ à ton patron pour avoir le bonheur de trimer pour lui, tant que tu y es ?
Allez, puisqu'on est dans le bistro... Et donc le chapitre délire étant ouverts pourrait-on prétendre que certains ont longtemps poursuivis leurs études, sans jamais les rattraper? Je vous laisse quelques temps là-dessus! ;)
Cool, bonne fin de week-end!
En attendant, vos commentaires n'apportent strictement rien au débat :)
Plutôt que de niveler vers le bas, je vais l'élever :
Ce qui me gène actuellement, c'est qu'on produit de plus en plus mais qu'on nous demande de consommer de moins en moins. Jusqu'à quel point l'inversion des courbes va pouvoir tenir (avec de balancer l'électricité dans le vide) ?
Jusqu'au moment où l'une ou l'autre partie fait une correction de son excédent d'offre (par ex, en réutilisant le surplus pour chauffer de l'eau chaude, faire de l'hydrogène, etc), ou de l'autre côté, en augmentant la demande.
La demande peut s'adapter très brutalement à la baisse (avec les mécaniques de délestage en cas de pénuerie), mais pas à la hausse.
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Ce qui me gène actuellement, c'est qu'on produit de plus en plus mais qu'on nous demande de consommer de moins en moins. Jusqu'à quel point l'inversion des courbes va pouvoir tenir (avec de balancer l'électricité dans le vide) ?
En vrai, si on veut essaye de décarboner, il faudrait à mon sens consommer plus. En électrifiant des usages (ça a commencé avec la voiture électrique en fait).
Ensuite, on produit de plus en plus car on pose de plus en plus d'énergies non pilotables. Et du coup, on "subit" leur production pas forcément au bon moment de la journée/semaine/mois/année.
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on "subit" leur production pas forcément au bon moment de la journée/semaine/mois/année.
Suffirait de généraliser les heures creuses méridiennes pour absorber une bonne partie de la surproduction
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Le soucis c'est que Zen Flex est pas super intéressant face à Tempo si tant est qu'on peut gérer un minimum les jours rouge.
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Il n'y a pas que Zen Flex qui a des heures creuses méridiennes, les contrats heures basics peuvent avoir aussi des heures méridiennes.
Pour Zen Flex, c'est 17 heures creuses par jour contre 8 h pour les autres contrats.
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En attendant, aujourd'hui, plutôt que de produire, la France a préféré importer de l'électricité.
Ce qui me gène actuellement, c'est qu'on produit de plus en plus mais qu'on nous demande de consommer de moins en moins. Jusqu'à quel point l'inversion des courbes va pouvoir tenir (avec de balancer l'électricité dans le vide) ?
Nan, c'est pas ça, l'état demande juste aux pauvres de consommer moins, pour les classes hautes ça ne changent rien à leur vie, même chose pour toutes les différentes augmentations GDF, taxe foncière etc...
Fin du léger HS.
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Suffirait de généraliser les heures creuses méridiennes pour absorber une bonne partie de la surproduction
Sauf que c'est vrai en été quand il y a du soleil. En hiver, quand il n'y a pas de soleil, mais du vent, le pic de production peut être au contraire en pleine nuit. Pas facile d'adapter la consommation à la production quand celle-ci est intermittente, et dépendante des conditions météo.
Les pics de consommation sont, c'est bien connu, le matin vers 8h, et le soir vers 19-20h, quand les gens rentrent du travail ou de 'école, montent le chauffage, font de la cuisine... L'été, tu pourras avoir du solaire à ces heures là, pas l'hiver.
De toute façon, quand tu as une surcapacité potentielle (car dépendant de la météo) d'un facteur 3, tu auras forcément à des moments des surproductions, où tous les producteurs ne pourront pas vendre leur électricité, donc perte de revenus. Et l'autre problème , c'est la variabilité au cours de la journée, où à certaines heures, tu auras une surproduction et des prix négatifs, et à d'autres, une production qui sera à peine suffisante, surtout si les usages augmentent, avec les voitures électriques, les PAC (mêmes si elle ont une meilleur efficacité qu'un chauffage électrique traditionnel, si bien dimensionnée et avec une bonne isolation..., elles consomment nettement plus d'électricité qu'une chaudière à gaz).
Dans ces conditions quels investissements pourront être rentables ? Aucun à mon avis, vu les montants des investissements dont on parle.
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Actuellement, les contrats HC avec heures méridiennes n'ont, sur les 8 HC, que 1h30 à 2h30 en HC placées entre 12h30 et 15h30 selon les zones.
C'est ENEDIS qui décide des HC.
Il serait tout à fait possible d'avoir des contrats avec des plages HC variables selon les périodes et/ou les prévisions de production, comme les jours blanc ou rouge pour Tempo, les jours sobriété pour Zen Flex ou les jours EJP pour EJP.
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Par exemple, aujourd'hui, malgré des conditions météo moins clémentes, les prix de gros de l'électricité pour l'Allemagne ont été négatifs à -27 € le MWh à 13h, alors que l'Allemagne avait beaucoup d'électricité solaire, mais au contraire positifs à 108 € vers 19h, quand il y avait pourtant encore un peu de solaire, mais beaucoup moins qu'à midi.
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Si on s'intéresse seulement à l'aspect économique, hier c'est un très bon coup joué par la France : imports massifs quand les prix étaient négatifs (7GW depuis l'Allemagne !), puis exports massifs quand les prix sont redevenus positifs.
Pour ça il faut de la capacité pilotable. Après faut-il se réjouir d'avoir du nucléaire passé de 20.7 à 36.7GW alors que la modulation est parfois pointée du doigt par rapport aux soucis de CSC...
L'éolien aussi s'est bien effacé, et l'hydro a joué son rôle (avec entre autre le pompage-turbinage).
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hier c'est un très bon coup joué par la France : imports massifs quand les prix étaient négatifs (7GW depuis l'Allemagne !), puis exports massifs quand les prix sont redevenus positifs.
C'est pas 'un bon coup', c'est juste comme ca que ca doit fonctionner...
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En vrai, si on veut essaye de décarboner, il faudrait à mon sens consommer plus. En électrifiant des usages (ça a commencé avec la voiture électrique en fait).
oui, si on compte remplacer 100% des vehicules a combustion par de l'electrique, alors il faut, de memoire, doubler le nombre de centrales nucleaires. Et/ou du solaire/eolien evidement.
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Et pour rester dans le sujet il y a aussi de nouvelles techno de cables (ACCC par exemple, fibre de carbone + aluminium), donc sans acier, 50% plus résistants, 70% plus légers, qui durent plus longtemps, ne chauffent quasiment pas et donc ne s'allongent pas ca cause de la chaleur, et peuvent transmettre jusqu'à deux fois plus de courant comparés au cables standard (AAAC/ACSR). Bref des cables qui perdent moins d'elec, durent plus longtemps et peuvent transporter plus.
Aux USA c'est l'équivalent de 2 centrales nucléaires qui seraient économisées si tous les anciens câbles a base d'acier étaient remplacés par du récent. Sans compter le gain de capacité.
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C'est pas 'un bon coup', c'est juste comme ca que ca doit fonctionner...
Mwai, c'est considérer qu'on est là pour pallier à l'intermittence des moyens de production de nos voisins... Pourquoi pas, à condition que ça n'ai pas d'impact sur notre prod (je reviens sur ma CSC).
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ben non, on achete ce que les autres ont en trop à pas cher, si on en a besoin.
rien de choquant.
Evidement si on ne veut pas de leur elec, si jamais nous aussi on est en surplus, ben qu'ils se demerdent non ?
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Plutôt que de niveler vers le bas, je vais l'élever :
C'est toi qui définis le barème de ce qui apporte ou pas au débat ?
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ben non, on achete ce que les autres ont en trop à pas cher, si on en a besoin.
rien de choquant.
Evidement si on ne veut pas de leur elec, si jamais nous aussi on est en surplus, ben qu'ils se demerdent non ?
Je vais prendre une image : J'ai une usine, je l'ai payée 100 M€. Le prix de revient de ma production est de 100 €/pièce, mais les prix du marché sont de 50 €. Comment je la rentabilise ? J'ai un million à rembourser par mois sur mes emprunts, et les frais fixes du sites sont aussi de 1 million...
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Je vais prendre une image : J'ai une usine, je l'ai payée 100 M€. Le prix de revient de ma production est de 100 €/pièce, mais les prix du marché sont de 50 €. Comment je la rentabilise ? J'ai un million à rembourser par mois sur mes emprunts, et les frais fixes du sites sont aussi de 1 million...
En quoi c'est mon probleme si t'as foiré tes calculs ? T'as joué, t'as perdu. Rien de plus.
Par contre si tu rajoutes 10millions d'invest et que tu peux vendre tes trucs entre 18h et 21h et que là ca se revend 130€ et que en plus ca part comme des petits pains.... Ca c'est peut etre une soluce. Mais ca reste ton probleme.
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C'est sûr que dans le pays des subventions faire un truc rentable n'a pas vraiment de sens pour certains...
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En partant de zero, créer une entreprise et simplement générer un smic est très difficile, surtout avec des taxes fluctuantes du jour au lendemain, et le prix du kw/h qui suit le cours du bitcoin (sans jamais redescendre).
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Un probleme important de beaucoup de ces green-tech c'est que souvent l'essentiel de l'investissement est à faire en amont et qu'ensuite ca ne coute rien.
Sur la durée de vie d'une centrale a gaz, 80% de son coût c'est le gaz qu'on aura mis dedans, l'essentiel du cout est donc reparti sur des dizaines d'années. Alors que c'est l'inverse pour l'eolien/solaire, 80% du cout est à mettre de suite sur la construction du truc, et qu'ensuite c'est quasi gratos sur des années.
Du coup ce probleme est difficile a surmonter puisqu'il faut tout payer en aval avant meme de gagner 1 centime. Et donc c'est legitime que les etats essayent de faciliter le truc a coup de subvention à la construction ou de prix d'achat garantis de l'elec. A l'etat de pas se faire niquer donc, puisque finalement lui aussi il joue.
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Pour ça il faut de la capacité pilotable. L'éolien aussi s'est bien effacé, et l'hydro a joué son rôle (avec entre autre le pompage-turbinage).
Ahem. J'avais toujours penser/cru que le pilotage c'était en fonction du besoin énergétique sur le réseau (quand ça manque ou que le surplus deviens dangereux électriquement), pas pour faire mumuse avec les prix. Parce que ça ne peut pas être sans conséquence sur la fiabilité.
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Pour l'éolien j'imagine que ça ne pose pas tant de soucis que ça niveau exploitation. Pour le nucléaire et l'hydro c'est sans doute différent.
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Le problème de l'effacement, c'est que pendant ce temps là, le producteur ne vend pas son électricité, donc ne rentabilise pas son investissement.
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En quoi c'est mon probleme si t'as foiré tes calculs ? T'as joué, t'as perdu. Rien de plus.
Tu veux que je dise en quoi c'est ton problème ? Par exemple, en France, on a des centrales nucléaires qui ont plus de 40 ans, et qu'il faut remplacer. On voit qu'en ce moment les délais pour en construire sont plutôt long, plus de 10 ans (voir Flamanville, l'EPR finlandais d'Olkiloto, les deux d'Hinkley Point 2...). Imagine que personne ne veuille se lancer dans la construction de nouvelles centrales parce que c'est jugé non rentable actuellement.
Dans 15 ou 20 ans, tu vas te retrouver avec des centrales qui vont devoir fermer parce que trop vieilles (et éventuellement qui seront devenues dangereuses), et rien pour les remplacer à court terme. Donc là plutôt avec une pénurie d'électricité.
Où tu n'auras que du solaire et de l'éolien, sans électricité la nuit...
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Pour l'éolien j'imagine que ça ne pose pas tant de soucis que ça niveau exploitation. Pour le nucléaire et l'hydro c'est sans doute différent.
L'actualité dramatique du jour le prouve, rien n'est anodin quand on produit de l’énergie : https://www.francetvinfo.fr/monde/italie/italie-une-explosion-dans-une-centrale-hydroelectrique-fait-trois-morts-et-six-disparus_6476825.html
Même si le risque aux populations est faible, il semble idiot de voir ce milieu comme un business lambda, ou tout est pertes et profits.
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Les plus gros accidents de centrales électriques ont été les ruptures de barrages hydroélectriques...
https://www.lefigaro.fr/histoire/2014/12/02/26001-20141202ARTFIG00078-barrage-les-5-catastrophes-les-plus-meurtrieres-en-europe.php
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Pour l'éolien j'imagine que ça ne pose pas tant de soucis que ça niveau exploitation. Pour le nucléaire et l'hydro c'est sans doute différent.
Il est utile de rappeler que l’hydro ce n’est pas que du stockable (STEP) ou du pilotable.
Elle a également son rôle à jouer dans la régulation du réseau, notamment avec l’avènement de l’éolien et du solaire. On parlait d’un effet shadock lorsque la première fois on s’est mis à pomper et à turbiner en même temps juste pour maintenir la fréquence.
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Le problème de l'effacement, c'est que pendant ce temps là, le producteur ne vend pas son électricité, donc ne rentabilise pas son investissement.
A noter quand même que dans le cas de l'éolien, c'est lié à des contrats plus récents qui contiennent cette possibilité. Donc le producteur était au courant et a signé en connaissance de cause en principe.
On peut donc lui souhaiter que ça ne remette pas en cause son investissement (mais que ça réduise ses bénéfices, surement).
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Quitte à être dans l'absurde: quand le cout de l'électricité est négatif, qu'est ce qui empêche de produire du courant et d'envoyer ça localement dans des grosses charges résistives plutôt que sur le réseau pour réguler la production ?
On imagine bien qu'une éolienne s'use moins quand elle ne tourne pas, en revanche des arrêts/redémarrages trop fréquents ne doivent pas non plus être bons pour la mécanique.
Vous allez peut-être m'apprendre que ça existe déjà pour réguler finement le réseau.
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Les plus gros accidents de centrales électriques ont été les ruptures de barrages hydroélectriques...
https://www.lefigaro.fr/histoire/2014/12/02/26001-20141202ARTFIG00078-barrage-les-5-catastrophes-les-plus-meurtrieres-en-europe.php
Certes, mais...
(https://ourworldindata.org/grapher/thumbnail/death-rates-from-energy-production-per-twh.png?imType=og)
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Quitte à être dans l'absurde: quand le cout de l'électricité est négatif, qu'est ce qui empêche de produire du courant et d'envoyer ça localement dans des grosses charges résistives plutôt que sur le réseau pour réguler la production ?
Je dirais qu'en terme de stockage en dehors des STEP (et quelques initiatives de batteries) on dispose pas de grand chose en France.
Je serais plutôt pour développer encore quelques STEP (on a un énorme potentiel en coulant Grenoble par exemple), mais bon un grand projet en France, bon courage :(.
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Je sais qu'il y un projet de barrage STEP sur la Truyere, mais ce ne sera pas la même capacité; Un des très gros problèmes actuellement est que l'Europe demande l'ouverture des barrages à la concurrence, alors qu'ils étaient tous gérés par EDF jusqu'ici, et que cela gèle tous les projets sur les barrages, et même d'ailleurs leur entretien, tant que la durée de concession est incertaine.
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/barrages-hydroelectriques-un-paradoxe-francais-2042147
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Je sais qu'il y un projet de barrage STEP sur la Truyere, mais ce ne sera pas la même capacité; Un des très gros problèmes actuellement est que l'Europe demande l'ouverture des barrages à la concurrence, alors qu'ils étaient tous gérés par EDF jusqu'ici, et que cela gèle tous les projets sur les barrages, et même d'ailleurs leur entretien, tant que la durée de concession est incertaine.
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/barrages-hydroelectriques-un-paradoxe-francais-2042147
Alors pour être exact, c'est la construction d'une deuxième usine (avec deux groupes de plus) sur la STEP de Montézic (les deux lacs et barrages seront identiques pour les deux ouvrages).
Sinon, il y a toujours le projet de STEP "Redenat" en Corrèze qui viendrait se connecter au lac du barrage de Chastang.
EDF a déjà fait les études, acheté les terrains dans les années 70/80's, creuser un tunnel... Il y a plus qu'a ! Mais c'est un cas exceptionnel.
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Ça gèle rien. Et c'est pas incompatible avec l'ouverture au privé. Exemple :
- Dans mon bled ils ont a installé un tout petit barrage de 4MW. Géré par du privé.
- Oyonnax pareil ils ont restauré une ancienne install hydro de 1990 alimenté par un aqueduc.
- sur l'Ain y a un nouveau chantier de 500M
- la CNR et Rhônergia ont aussi un projet à 300M (sans retenu, au fil de l'eau)
Pour EDF : Jura-Ain EDF va claquer une turbien pompe pour le lac de retenu du barrage de Vouglans, enquête publique en 2023 et mise en prod 2029.
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Dans les échanges sur le thread du nucléaire je crois me souvenir avoir écrit que les allemands allaient nous inonder d'électricité à bas prix avec leurs renouvelables et rendre nos EPR non rentables.
Je crois que ces tarifs négatifs en sont une illustration.
Mais pire que çà ce sont nos 130 milliards d'euros que nous allons payer pour ces quelques EPR qui vont permettre aux allemands d'assurer leurs arrières à pas très cher finalement.
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Un cas emblématique aujourd'hui, peu de demande en ce 1er Mai férié, mais beaucoup de soleil sur les pays du Nord, Allemagne, Belgique, Pays-Bas, Autriche. Donc très forte production photovoltaïque, donc surproduction, et des prix qui sont descendus très bas, Les Pays-Bas donnaient 200 €/MWh pour éviter d'avoir à arrêter leurs centrales solaires. Et évidemment, une fois la nuit tombée, les prix sont remontés en flèche, et là, les Pays-Bas achetaient à 130€/MWh. Pour l'Allemagne, on était à -120€/MWh à 13h, et +50€/MWh à 21h...
On remarque que l'Espagne et le Portugal sont aux environ de -1€/MWh, donc eux qui produisent beaucoup d'électricité solaire devaient en avoir moins aujourd'hui (ou ont fermé certaines unités).
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Selon le site epexspot, qui publie un document intéressant sur le sujet, il existe un plancher aux prix négatifs sur les marchés spot, qui est fixé à -500€/MWh. Après, ils disent que si les prix sont négatifs, la surproduction sera absorbée par les pays voisins, mais je ne vois pas cela évident si tout le monde est en surproduction à certaines heures de la journée.
Y’a-t-il des limites aux prix négatifs ? Si oui, pourquoi ?
Oui. Il existe des prix plafonds qui sont très rarement atteints. Il existe une barrière économique logique pour la négociation de l’électricité. Sur les marchés couplés Day-Ahead, le prix minimum harmonisé est de -500€/MWh.
Les prix négatifs ne sont-ils pas fatals aux producteurs ?
Non. Les prix négatifs sont un signal, un indicateur pour les membres de marché. Si les producteurs décident de maintenir leur production, c’est qu’ils ont calculé que c’est le mieux et le plus rentable compte tenu des coûts de fermeture et de réouverture de leurs centrales.
De plus, les prix négatifs incitent les producteurs à développer des moyens de production plus flexibles capables de réagir plus efficacement aux fluctuations de la production d’énergie, afin d’augmenter la sécurité d’approvisionnement et d’éviter la survenue de prix négatifs.
Y’a-t-il un moyen de réduire ou d’empêcher qu’il ait des prix négatifs ?
La liquidité, basée sur une offre et une demande élargies, est la clé pour réduire la survenue de prix négatifs. C’est là qu’entrent en jeu les solutions de négociation transfrontalière. Sur le marché Day-Ahead, le couplage des marchés offre une solution utiliser de manière optimale les capacités transfrontalières entre deux marchés ou plus.
Grâce au couplage de marché pan-européen du marché Day-Ahead, les prix négatifs sont soit absorbés, soit évités. Par exemple, en cas de prix bas ou négatifs en Allemagne, la France, la Suède, le Danemark et le Benelux importeront de l’électricité jusqu’à ce que la capacité transfrontalière soit complètement utilisée ou que les prix convergent. Le couplage Intraday fonctionne selon le même principe.
https://www.epexspot.com/sites/default/files/download_center_files/Q%26A%20Prix%20n%C3%A9gatifs.pdf
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Autre site intéressant à ce sujet, le site Primeo :
Les prix négatifs sur le marché de l’électricité
Les prix négatifs sur le marché de l’électricité sont apparus au début des années 2000. Dans cette situation particulière, c’est le producteur qui paie l’acheteur pour que ce dernier consomme de l’électricité.
Les prix négatifs sur le marché de l’électricité deviennent possibles lorsqu’il y a trop de production par rapport à la demande. Certains moyens de production ne pouvant pas s’arrêter de fonctionner les producteurs peuvent préférer vendre leur électricité à des prix négatifs pendant une courte période plutôt que d’arrêter leurs centrales.
Pourquoi des prix négatifs sur le marché ?
De prime abord, si les prix négatifs reflètent un excès de production électrique, on pourrait imaginer qu’il vaudrait mieux arrêter de faire fonctionner certaines centrales de production plutôt que de vendre son électricité à des prix négatifs. En réalité, il est très onéreux de couper une centrale de production « classique » (notamment nucléaire), car sa mise en arrêt implique des contraintes techniques et économiques très couteuses (couts de démarrage et d’arrêt, seuil de puissance minimum à respecter etc.). Pour les producteurs, il peut être alors moins couteux de vendre son électricité à prix négatif pendant une courte période plutôt que de couper la centrale et engendrer des couts de mise en arrêt de la production ainsi que des contraintes techniques.
Dans quelles circonstances exactes les prix négatifs apparaissent ?
L’apparition des prix négatifs sur le marché de l’électricité date de l’apparition des marchés de l’énergie, et du développement des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique Français (et Européen en général). En effet, les producteurs renouvelables d’électricité non seulement bénéficient du tarif d’obligation d’achat, à savoir qu’EDF achète 100% de l’électricité produite par des installations renouvelables à un prix déterminé à l’avance, mais aussi que leur cout variable est très faible voire nul. Ainsi ces producteurs continuent à produire même lorsque l’offre est supérieure à la demande. L’ordre de mérite économique (merit order) n’est alors plus respecté. Dans le cas où ces producteurs renouvelables produisent plus que la normale, et que l’offre est déjà très supérieure à la demande, des prix négatifs de l’électricité apparaissent alors sur le marché.
En règle générale, le prix de l’électricité sur le marché varie en fonction :
Du comportement des consommateurs (la demande est-elle forte ou non)
Du climat
De la quantité d’énergie renouvelable produite
Du prix des matières premières (Gaz, Charbon, et CO2)
Du respect des programmes de production des centrales
On comprend donc qu’une baisse des prix de l’électricité sur le marché intervient lorsque :
La consommation est basse (potentiellement à cause du climat)
La production était de base trop importante par rapport aux prévisions de consommation (notamment lorsque la production renouvelable est très importante)
Les moyens de production sont majoritairement non flexibles (c’est-à-dire qu’il est trop contraignant et couteux de les mettre à l’arrêt)
https://www.primeo-energie.fr/actuenergie/les-prix-negatifs-sur-le-marche-de-lelectricite/
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Alors qu'il suffit pour arrêter ce cirque de baisser son froc devant Bruxelles ::)
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Si je comprends bien en France, on achète du PV allemand gratos et on revend notre nucléaire plein pot. Pourquoi on continue donc de payer une blinde pour l'élec chez nous ??
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Ce n'est pas parce que la situation est "favorable" ponctuellement certains jours pour la France en Avril 24/début Mai 24, que c'est pareil sur l'année entière ...
Il faudrait 1 an d'historique avec les balances d'importation/exportation et les coûts engendrés/générés pour faire le bilan.
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Si je comprends bien en France, on achète du PV allemand gratos et on revend notre nucléaire plein pot. Pourquoi on continue donc de payer une blinde pour l'élec chez nous ??
t'as pas du bien regarder les prix chez nos voisins...
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t'as pas du bien regarder les prix chez nos voisins...
Tu as vu les nôtres sans le bouclier tarifaire qui masque le prix réel pour le grand public < 36KVA et qui a coûté ~45 milliards en 2023 ?
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Différences de prix de l'électricité entre pays de l'Europe, la faute aux capacités d'interconnexion limitées entre pays ?
Il y a eu un article intéressant hier de La Tribune, sur les différences de prix de l'électricité en Europe, en particulier entre la France et l'Allemagne, où le prix serait supérieur d'environ 30 € le MWh par rapport à la France. Et la faute est mise sur le compte de capacités d'interconnexions trop limitées entre la Franc et l'Allemagne. En effet, l'Europe étant un marché unique pour l’électrifié, on devrait avoir peu ou prou les mêmes prix partout.
Cette analyse me parait un peu simpliste, car avec le choix dans beaucoup de pays, comme l'Allemagne (mais peut-être plus encore les Pays-Bas...), de développer surtout les énergies renouvelables, de nature intermittente, tout le monde produit en journée, surtout quand il y a du soleil, et il y a surproduction, que l'on peine à exporter ailleurs, et par contre, la nuit, des pays comme l'Allemagne, qui, si le vent n'est pas assez fort, doivent alors compter sur leur production pilotable à base de charbon et de gaz, mais insuffisante, et doivent alors importer de pays comme la France, où le nucléaire est toujours dominant. Mais donc là, on est plutôt en sous-production, et les marchés de gros augmentent et passent les 100 € le MWh.
Aujourd'hui encore, fin de semaine, et jour ensoleillé, les prix ont été négatifs en milieu de journée, et remontés pour certains à plus de 100 € le soir (voir ci dessous).
Prix de l’électricité : pourquoi l’écart se creuse entre la France et l’Allemagne
En avril, les prix de gros de l’électricité en Allemagne étaient supérieurs de 30 euros par mégawattheure (MWh) en moyenne à ceux enregistrés en France. Un écart significatif, qui s’explique entre autres par une situation « extrêmement tendue » au niveau des interconnexions entre l'Est de l'Hexagone et les pays limitrophes, selon RTE. Mais pas que : alors même que ce problème technique devrait être rapidement résolu, le marché anticipe d’importantes disparités dans les prochaines années. Preuve que le marché européen de l’électricité n’est pas un bloc unique. Décryptage.
Marine Godelier - 10 Mai 2024, 16:44
C'est un poncif de cette nouvelle campagne des élections européennes : sur le Vieux continent, il n'existerait qu'un marché « unique » de l'électricité, qui fonctionnerait de la même manière pour l'intégralité des Etats membres. En raison d'une « indexation aux cours du gaz », les prix convergeraient donc partout, quel que soit le mix énergétique de chacun des pays. Une « règle » imposée par Bruxelles qui ferait monter les enchères en France, forcée de subir les choix de son voisin allemand, lequel a décidé de sortir du nucléaire et de s'appuyer davantage sur le gaz fossile pour générer son courant.
Pourtant, la réalité ne colle pas totalement avec ce récit : depuis plusieurs semaines, les prix de l'électricité sur le marché de gros européens révèlent d'importantes disparités. En avril, les prix allemands étaient même supérieurs de 30 euros par mégawattheure (MWh) en moyenne à ceux enregistrés en France. Et ce n'est pas tout : « L'an prochain, le marché anticipe un gros écart de prix entre les deux pays, d'au moins 10 euros par MWh », note un trader de l'énergie ayant requis l'anonymat. Par exemple, le 7 mai, un MWh acheté pour une livraison en 2026 se vendait 79 euros par MWh outre-Rhin...contre 61 euros/MWh dans l'Hexagone.
A court terme, une situation « extrêmement tendue » aux frontières
Car dans les faits, il subsiste des marchés distincts entre pays. « Il existe bien des interconnexions entre Etats membres qui favorisent une convergence des cours, mais elles ne sont pas sans limites. Il arrive régulièrement qu'elles soient saturées, et le marché l'anticipe en raisonnant par zones de prix », souligne Nicolas Goldberg, senior manager Energie chez Colombus Consulting.
Or, depuis le mois de mars, on observe d'importantes congestions aux frontières entre l'Est de la France et les pays limitrophes, provoquées par des restrictions sur le réseau français. Une « situation exceptionnelle » et « extrêmement tendue », selon une note envoyée fin avril par le gestionnaire français du réseau de transport d'électricité RTE, lequel a dû « appliquer des réductions de capacités aux frontières afin de garantir la sûreté du système électrique ». Ce qui expliquerait, en partie, ces divergences.
« RTE ne communique pas beaucoup là-dessus, en-dehors de ce communiqué très sibyllin », commente l'économiste spécialiste du marché de l'énergie Jacques Percebois.
A la suite de cette note de marché, le régulateur de l'énergie belge, la Creg, a d'ailleurs demandé à son homologue français une « évaluation conjointe » à propos des restrictions « massives » des capacités d'exportation d'électricité de la France vers ses voisins européens, regrettant que « trop peu d'informations sont actuellement connues sur les raisons sous-jacentes de ces réductions de capacité ». Et ce, alors que ces échanges sont « cruciaux » pour les prix de l'électricité de gros dans un marché « couplé et intégré » comme en Europe.
La France en surcapacité électrique
Mais concrètement, en quoi cela tire-t-il les prix de l'Hexagone à la baisse, et ceux de l'Allemagne et de la Belgique à la hausse ? D'abord, malgré la crise subie ces dernières années, la France traverse en ce moment une période de surproduction électrique. La raison : des barrages remplis, un socle renouvelable au rendez-vous et une disponibilité du parc nucléaire en hausse. Si bien que le pays est exportateur net, et qu'il n'a pas besoin de faire appel à des centrales à gaz, souvent coûteuses, pour répondre à l'équilibre offre-demande. « Le système est actuellement surcapacitaire, donc beaucoup moins adossé au prix marginal du gaz puisque la production de base décarbonée est plus abondante », précise Nicolas Goldberg.
Ce qui n'est pas forcément le cas de certains de ses voisins, qui ne bénéficient, donc, pas pleinement de cette surproduction. « Si nous exportons moins vers l'Allemagne ou la Belgique, cela signifie que ce surplus est vendu sur le marché français », explique Jacques Percebois. Ce qui fait mécaniquement baisser le prix de gros dans le pays. Au point que début avril, la France a même connu un épisode de prix négatifs.
Sur le long terme, des raisons avant tout physiques
Cependant, ces congestions exceptionnelles ne peuvent pas expliquer à elles seuls les écarts, notamment sur l'achat d'électricité pour livraison en 2025, 2026 et 2027. « RTE annonce que la situation tendue devrait encore s'observer en août, septembre et octobre, mais que ce sera très passager », souligne Jacques Percebois. Pour les ventes à terme, la raison se trouve donc ailleurs.
Et plus précisément dans le mix énergétique de chaque Etat. Pour cause : en-dehors de cet épisode exceptionnel de restriction, les échanges aux frontières entre pays resteront toujours soumis à des limites techniques. Or, « les acteurs de marché anticipent plus de surcapacités en France qu'en Allemagne. Ce qui paraît cohérent, sur le papier, puisque l'Hexagone ne va pas fermer beaucoup de moyens de production. Contrairement à l'Allemagne qui est sortie de l'atome et veut faire de même pour le charbon », précise Nicolas Goldberg.
« A cet égard, ce sont les choix de chacun sur le nucléaire qui jouent beaucoup sur les cours : les opérateurs anticipent que cette source d'énergie remontera fortement en France, tandis qu'on ne peut plus compter sur ça outre-Rhin », ajoute Jacques Percebois.
Primes de risque
Or, en plus d'être décarboné, le nucléaire est en partie « pilotable », c'est-à-dire que sa production peut être modulée quelles que soient la météo (hors conditions extrêmes). Ce qui n'est pas le cas du photovoltaïque et de l'éolien, sur lesquels l'Allemagne compte massivement pour effectuer sa transition, puisque leur contribution varie en fonction du vent et du soleil. « Berlin ne dispose plus d'un socle pilotable et bas carbone. Le marché ajoute donc une prime de risque, car l'intermittence des renouvelables entraîne une forte volatilité des prix », complète Jacques Percebois.
Certes, le pays peut compter sur le gaz, dont il ne prévoit pas de sortir de sitôt. Mais voilà : avec la guerre en Ukraine et la chute des volumes livrés par gazoduc depuis la Russie, le marché du gaz restera, lui aussi, durablement volatil. « Il faut de plus en plus compter sur le gaz naturel liquéfié acheminé par navire des quatre coins du monde plutôt que celui transporté par tuyaux. Cela ajoute une autre prime de risque [liée à la géopolitique, entre autres, ndlr] », souligne Nicolas Goldberg.
Enfin, pour ne rien arranger, « il est possible que les marchés anticipent un renforcement des marchés carbone d'ici aux prochaines années », pointe le consultant. En effet, l'Union européenne prévoit de réformer son système d'allocation de droits à polluer, afin d'en durcir les contours. Dans ces conditions, le gaz, et donc par ricochet l'électricité issue de cette source d'énergie fossile, serait donc encore plus cher. Au risque de creuser durablement l'écart entre les prix français et allemands ? Une chose est sûre : alors que, selon une récente enquête d'EY, Berlin est durement touchée par la chute des investissements étrangers, les inquiétudes concernant sa sécurité énergétique n'y sont pas pour rien.
https://www.latribune.fr/climat/energie-environnement/prix-de-l-electricite-pourquoi-l-ecart-se-creuse-entre-la-france-et-l-allemagne-997236.html
On voit aussi ci-dessous que les prix de gros ont été de -65 € le MWh aujourd'hui à 13h en Hollande, pour remonter à 108 € le MWh à 20h. Or la capacité de production en Hollande est très élevée en solaire, et beaucoup moins en éolien, alors qu'ils sont sur les rives de la mer du Nord (voir en dessous)...
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Vu la baisse des prix, vaut-il mieux prolonger les anciens réacteurs nucléaires, très rentables, ou en construire de nouveaux, difficilement rentabilisés ?
Le Figaro a sorti un article, d'Etienne Bertier, ancien secrétaire général d'EDF, évoquant ce problème de baisse des prix (éventuellement négatifs), et concluant que pour EDF cela pose question, que construire de nouveaux EPR(2) très chers, qui ne pourront peut-être jamais être rentabilisés avec des prix nécessaires de 100 € le MWh, et que l'option pour EDF serait de maintenir le plus longtemps possibles les réacteurs actuels, déjà rentabilisés, jusqu'à éventuellement 80 ans.
Mais je pense que ce serait très risqué, car tous les réacteurs sont pratiquement du même âge, et ne sont pas à l'abri du même défaut qui apparaitrait partout, comme cela a été le cas de la corrosion sous contrainte, qui obligerait à les arrêter, soit pour une grosse maintenance, soit même pour définitivement si impossible à réparer (exemple fissures de la cuve). Et aussi, ce serait perdre complétement les compétences dans la construction de nouvelles centrales nucléaires.
De plus, il faudra bien arrêter un jour ces réacteurs, et il vaudra mieux en avoir de prêts à ce moment là (ou compter sur une 4eme génération comme les réacteurs à sels fondus ?), ce qui est plutôt aléatoire.
«Les prix de l'électricité baissent : une chance pour la France, un dilemme pour EDF»
Par Etienne Bertier - le 16/05/2024
FIGAROVOX/TRIBUNE - L'entreprise publique doit garder son rang de leader mondial et incontesté du nucléaire. Pour ce faire, il préconise de remettre sur pied nos centrales, explique Étienne Bertier, ancien secrétaire général d'EDF.
8 milliards d'euros ! C'est le montant de la commande record qu'EDF a passé fin avril à sa filiale Framatome pour la mise en chantier des cuves des six futurs EPR du nouveau programme nucléaire français. Un montant colossal par lequel EDF veut prouver son engagement en faveur du nouveau nucléaire pour des centrales qui ne seront couplées qu'en 2040, au mieux !
Mais faut-il vraiment se hâter ? Peut-être pas, car depuis dix-huit mois les prix de gros de l'électricité… s'effondrent. Des hauteurs stratosphériques qu'ils avaient atteintes (plus de 1000 euros le mégawatt-heure en août 2022), les prix de gros ont fondu depuis (entre 70 et 80 euros le mégawatt-heure) !
....
Frottons-nous les mains ! Les ménages vont profiter de cette baisse et retrouver du pouvoir d'achat, du moins si les fournisseurs indépendants et Enedis jouent le jeu et que l'Etat n'augmente pas les taxes sur l'électricité.
Les PME vont respirer et réembaucher. Mais surtout de nouvelles usines vont pouvoir sortir de terre en Europe sous la baguette magique de la fée électricité qui leur offrira son courant à des conditions compétitives.
Bercy a bien compris qu'il y avait là un atout unique en faveur de la réindustrialisation de la France, qui demande à EDF de signer des contrats à long terme avec ses grands clients. Bruno Le Maire fronce même les sourcils devant le peu de contrats signés entre les industriels et l'opérateur public.
Pour EDF l'équation est délicate. De l'aveu d'EDF et de l'avis général, un prix de gros de 70 euros par mégawatt-heure permet à EDF d'être rentable (la CRE par exemple évalue le coût complet du nucléaire existant à 60 euros). C'est sur ce prix de 70 euros que l'Etat et EDF ont basé l'accord de novembre 2023 dit de «market design» qui doit permettre de mettre fin au système de l'Arenh, spoliateur pour EDF. Mais le coût du nouveau nucléaire est, lui, bien supérieur. Sans doute nettement au-delà de 100 euros (si l'on en croit les chiffres des projets de centrales nucléaires d'EDF au Royaume Uni). Or EDF s'apprête à construire au moins six nouvelles tranches nucléaires (l'EPR2), éventuellement suivies par huit autres. Ces centrales, même à l'état de projet, tireront, elles aussi, les prix vers le bas. Dilemme : pour construire il faut financer et pour financer il faut des prix élevés, or construire de nouveaux réacteurs contribuera à faire baisser les prix.
Aujourd'hui EDF prévoit d'investir sensiblement les mêmes sommes dans les nouveaux EPR2 et dans la prolongation de son parc. 70 milliards dans les deux cas ! Mais ces 70 milliards seraient investis beaucoup plus rapidement dans le programme de construction des nouvelles centrales ERP2 que dans la prolongation du parc, opération dite du «grand carénage» qui se finance au fil du temps. Et cela malgré le fait que le retour sur investissement d'un euro investi dans la prolongation des centrales existantes soit bien supérieur à celui d'un euro investi dans une nouvelle centrale. C'est d'ailleurs ce qui avait été pointé dès 2014 par la commission d'enquête parlementaire présidée par le député PS François Brottes.
Une vision objective du marché devrait donc conduire EDF à privilégier le grand carénage ceci afin que les centrales françaises atteignent les 60 ans de durée de vie souhaitée par la Commission de régulation de l'électricité et EDF, voire les 80 années d'exploitation que sont en train d'obtenir plusieurs centrales aux États-Unis. Et à prendre son temps pour lancer les nouvelles centrales dont les coûts de production seront plus chers que le prix du marché. Un tel scénario aboutirait sans doute à contenir la dette d'EDF alors qu'aller à toute vapeur vers le nouveau nucléaire la fera s'envoler. Dans un pays surendetté comme le nôtre, est-il raisonnable de laisser s'envoler la dette d'EDF, assimilable, depuis la renationalisation à 100%, à la dette publique.
De 1974 à 1985, le France s'était équipée de 58 réacteurs nucléaires faisant d'EDF le premier électricien du monde ! L'entreprise publique doit garder son rang de leader mondial et incontesté du nucléaire. Chacun en convient. Et pour cela il faut construire de nouvelles centrales. Certes ! Seulement, cette fois, il faut se hâter comme la tortue ; lentement !
https://www.lefigaro.fr/vox/economie/les-prix-de-l-electricite-baissent-une-chance-pour-la-france-un-dilemme-pour-edf-20240515
Une remarque : la mise en service de l'EPR de Flamnaville, de puissance 1.6 GW, dans un contexte de surproduction, risque aussi de peser sur les prix.
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Comme pour le carburant, les baisses se font attendre pour les particuliers. J'espère que cette baisse va être répercuter rapidement. :)
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C'est fait depuis hier pour mon contrat chez le fournisseur à la pieuvre rose alors que j'étais déjà client depuis fin 2023: maintenant pendant 1 an 1∕2 j'ai -22% HTT garanti au lieu de -17% par rapport au tarif régulé.
J'ai un lien de parrainage si vous voulez en MP (est-ce autorisé?)
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Donne au moins le nom, je serais curieux de voir si c'est effectivement moins cher.
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Octopus
Edit: Octopus Energy
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Comme pour le carburant, les baisses se font attendre pour les particuliers. J'espère que cette baisse va être répercuter rapidement. :)
C'est vrai que ces prix négatifs, ou très bas, en journée, vont inciter les consommateurs à réclamer leur part dans cette baisse. Alors que les prix depuis plusieurs années ont beaucoup augmenter. Ce qui va bien embêter EDF, qui a d'une part à se refaire de son énorme perte de 17.9 milliards d'euros en 2022, l'Etat lui ayant fait porter le poids du bouclier tarifaire, avant de la nationaliser, financer son énorme dette de 54 milliards d'euros, qu'il a réduite de 10 milliards d'euros grâce à son bénéfice du même montant en 2023. Il doit aussi financer le grand carénage des réacteurs qui arrivent à 40 ans, 70 milliards d'euros, et financer les nouveaux EPR, 70 milliards aussi. Et avec la concurrence des fournisseurs alternatifs, qui vont recommencer à pouvoir acheter des lots d'électricité à pas cher...
En tout cas, selon les Echos, la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) aurait demander à Enedis de revoir la programmation des heures creuses, pour la faire porter de la nuit, traditionnellement où il y avait une moindre consommation, vers la journée, 10h-17h, là où se situe la pointe de la production du solaire. Mais c'est vrai surtout en été, beaucoup moins en hiver.
Electricité : vers la révolution des « heures creuses »
La Commission de régulation de l'énergie engage Enedis à remettre à plat le maquis des « heures creuses » dans les grilles tarifaires. Plus incitatives pour déplacer les consommations des ménages, elles devront aussi coller aux heures de pic de production solaire qui perturbent de plus en plus les marchés en Europe.
Par Sharon Wajsbrot - Publié le 17 mai 2024 à 06:02Mis à jour le 17 mai 2024 à 06:03
Faire tourner sa machine à laver ou brancher son véhicule électrique la nuit risque bientôt de ne plus être un gage d'économies pour les ménages.
Confronté à une croissance inédite du solaire photovoltaïque et aussi des montants à déployer pour financer les investissements dans les réseaux, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a demandé à Enedis d'engager un vaste chantier : la remise à plat du régime des « heures pleines, heures creuses ».
Le solaire change la donne
Utilisés par 15 millions de Français, ces prix préférentiels de l'électron, accessibles avec un tarif réglementé de l'électricité ou sans, permettent en théorie de faire baisser sa facture lorsque les consommations sont concentrées aux heures les moins tendues sur le réseau électrique national.
Mais voilà, ce système, conçu à l'origine pour mettre à profit l'électricité nucléaire très abondante pendant la nuit - l'industrie étant souvent à l'arrêt -, est désormais largement en décalage avec la nouvelle réalité du marché.
Les réacteurs nucléaires s'ajustent quasiment systématiquement à la demande d'électricité désormais et c'est la production solaire, très abondante en début d'après midi, qui est compliquée à évacuer. En atteste l'occurrence de plus en plus régulière des prix négatifs sur les marchés , comme le week-end du 11 mai en France ou ailleurs en Europe.
« On a tous appris que l'électricité était moins chère la nuit mais le photovoltaïque qui arrive de façon très abondante en Europe crée un changement de rythme dans le système électrique tout entier », résume Yannick Jacquemart, directeur nouvelles flexibilités chez RTE, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité.
Des tarifs peu lisibles
Ces « heures creuses » sont en outre souvent peu lisibles pour les consommateurs. Chez Enedis, dix régimes de tarification différents cohabitent, avec parfois des plages de huit heures creuses consécutives pendant la nuit et parfois des plages discontinues la nuit et le jour…
Surtout, ces heures « discountées » ne sont pas assez incitatives pour provoquer un décalage massif des consommations des ménages. Or, prendre de telles habitudes risque de devenir critique si l'on veut éviter une flambée des pics de consommation électrique dans les années à venir, avec l'essor attendu des voitures individuelles électriques, des pompes à chaleur, etc.
Ces dernières années, l'évolution des prix de l'électricité a parfois créé des situations où les clients devaient concentrer 50 à 60 % de leurs consommations pendant ces heures « creuses » pour obtenir un rabais sur leur facture. « Désormais, on est revenu à un niveau de 30 % mais on aimerait stabiliser ce seuil », explique-t-on, au sein du régulateur de l'énergie.
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/electricite-vers-la-revolution-des-heures-creuses-2095345
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Blocage des investissements sur les barrages à cause contentieux avec l'Europe : initiative de députés
On parlait il y a quelques semaines du blocage des investissements sur les barrages, suite à un contentieux avec la communauté européenne, qui oblige à les ouvrir à a concurrence, ce que refuse la France.
Les Echos ont sorti un article avant hier disant que certains députés veulent lancer une mission d'information pour essayer de débloquer la situation. Ils estiment que investissements permettraient de gagner 10% de production (2 à 3 GW).
Barrages hydroélectriques : les députés veulent sortir d'une impasse qui dure depuis dix ans
Les députés lancent une mission d'information pour trouver une issue à un contentieux juridique vieux de dix ans qui oppose Paris et Bruxelles et empêche tout nouvel investissement dans l'hydroélectricité en France.
Par Sharon Wajsbrot - Publié le 27 mai 2024 à 07:01Mis à jour le 27 mai 2024 à 10:49
C'est un sujet sans cesse repoussé et pourtant éminemment stratégique pour la souveraineté énergétique que les députés veulent mettre à l'agenda du gouvernement : l'avenir du régime juridique des barrages hydroélectriques français.
Mise en demeure par la Commission européenne en 2015 puis à nouveau en 2019, pour ouvrir à la concurrence les concessions d'exploitation de ses barrages, la France a jusqu'ici refusé d'obtempérer. De sorte qu'aucun investissement majeur ne peut aujourd'hui être consenti dans ces centrales pourtant en théorie capables de produire 10 % de plus que les 26 gigawatts aujourd'hui disponibles.
Une loi de programmation énergie abandonnée
« Ce dossier a trop souvent été tout en bas de la pile, il doit être mis tout en haut de l'agenda européen », estime Antoine Armand, le député Renaissance de Haute-Savoie, qui a été également rapporteur de la commission d'enquête sur les raisons de la perte de souveraineté énergétique française .
Pour en convaincre l'exécutif qui avait inscrit au sein de son projet de loi sur la programmation énergétique une disposition pour sortir de cette impasse mais qui s'est finalement ravisé puisque ce projet de loi a été abandonné, Antoine Armand et la députée socialiste, Marie-Noëlle Battistel, ont mis sur pied une mission d'information consacrée aux modes de gestion et d'exploitation des installations hydroélectriques, dans le cadre de la commission des affaires économiques de l'Assemblée nationale.
« Nous ne voulons pas faire un nième rapport sur le sujet mais bien trouver une solution qui fonctionne pour aboutir, dès l'automne prochain, à la mise en oeuvre de cette solution dans la loi », expliquent les deux députés. En clair, faire aboutir un dossier enlisé depuis près de dix ans.
Un consensus jusqu'ici impossible
Pour cela, ces derniers ainsi que les députés RN, PS, LFI, LR, Modem ou encore Ecologistes qui participent à cette mission devront trouver le chemin d'un consensus jusqu'ici impossible.
Ces dernières années, l'idée de placer ces actifs dans une quasi-régie pour éviter leur remise en concurrence a été écartée par l'exécutif. En cause : les conséquences sur l'organisation d'EDF que le gouvernement a promis de ne pas démanteler.
Sur ce sujet, les députés n'ont pas bougé d'un iota. « Nous avons deux lignes rouges : aucune remise en concurrence et aucune désintégration du groupe EDF », pointe Marie-Noëlle Battistel.
Une alternative a été mise sur la table : l'exploitation de ces barrages non plus via un régime de concessions mais grâce à un régime d'autorisations. L'exercice implique toutefois des transferts d'actifs majeurs de l'Etat vers EDF et pose aussi de sérieuses difficultés juridiques vis-à-vis des règles de libre concurrence.
« Les derniers échanges que j'ai eus avec la Commission tendaient à conclure qu'il n'existait pas de chemin juridique pour faire fonctionner le mécanisme de bascule en autorisation », a récemment reconnu l'ancien directeur de cabinet adjoint de la ministre de l'Energie, Pierre Jérémie, lors d'une audition au Sénat
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/barrages-les-deputes-veulent-sortir-dune-impasse-qui-dure-depuis-dix-ans-2097120
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Pourquoi les peuples ne votent pas ce qui se passe à Bruxelles sans des élus qui ne font les choses que dans leurs propres intérêts influencés et payés par des lobbys ?
On pourrait voter les budgets, ce que l'Europe doit gérer ou non, décider de poursuivre les truands qui opérèrent depuis 80 ans à nous pourrir la vie et à progressivement nous retirer notre souveraineté en forçant la concurrence faussée qui devient une menace quelques années après pour chaque pays.
C'est quand qu'on décide que tout ce cirque qui nous pousse à la guerre par des décisions anti-peuples répétées est neutralisé ?
Enfait l'Europe c'est la gardienne d'un immeuble qui fait sa loi dans les communs et dans les logements, décide de qui peut entrer et qui est refusé, qui doit payer pour réparer les communs salopés par d'autres, qui oblige à avoir ta porte et tes rideaux de telles couleurs, qui t'explique que même si tu n'es pas d'accord des extérieurs à l'immeuble sont autorisés à dealer de 10h à 5h, qui décide sans ton consentement qu'il faut installer un store devant chacune de tes fenêtres et à tes frais, qui décide seule que l'eau chaude c'est max 10 min par jour et par habitants sur bail et que si tu n'es pas content, tu peux te casser et avant de partir t'aligne des infractions qu'elle a elle même décidées dans la nuit !
Oui c'est à peut prêt ça l'Europe -> la dictature dans toute sa splendeur !
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tu fais expres de te faire passer pour un debile ? l'europe ne decide rien dans son coin, on vote pour les mecs qui decident, dans pas longtemps
Apres pour les barrages c'est pas parce que juste la france ca nous fait chier, alors que dans aucun autre pays ca ne pose de probleme que le petit barrage au fond de la valée appartienne a la famille qui habite dans la valée, que ca veut dire que c'est aux autres de changer et de faire comme nous hein.
Et pourquoi ca nous fait chier ? bah parce que la CGT va pleurer dans la rue qu'on dementele EDF en disant que c'est la fin du monde et qu'on va tous mourir....
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Reste à savoir quand est ce que ce sera répercuté sur le kwh des particuliers.
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Apparemment, la lecture et la compréhension de texte n'est pas donnée à tout le monde et bien sûr ça vote et insulte les autres ::)
Et la modération tolère ces individus, au mieux bizarre. ::)
Reste à savoir quand est ce que ce sera répercuté sur le kwh des particuliers.
Reste à savoir quand est ce que ce sera répercuté sur le kwh des particuliers.
Pas avant le printemps 2025.
Il faut que les tarifs de l'électricité baisse. 25 Centimes du Kwh sur du TRV, c'est honteux.
A contrario, on peut observer qu'avec cette hausse des tarifs, TEMPO offre tout son intérêt.
Jamais compris pourquoi EDF n'a pas basculé ses clients en EJP vers TEMPO. ON rappelle quand même que cette offre ne peut plus être souscrite depuis.... 1998 ! :o
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Le prix des énergies baisses depuis plusieurs mois :
https://www.boursorama.com/bourse/matieres-premieres/?
Mais ce matin j'ai vu que le gaz augmentait :o
Qui s'en met plein les poches ?
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Le prix du gaz est hors sujet ici. On parle de surproduction, à cause du solaire, en journée, entrainant des prix négatifs de l'électricité (et qui fait aussi que moins de gaz est consommé).
Si tu veux parler du gaz, ouvre ton propre sujet.
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Le prix du gaz est hors sujet ici. On parle de surproduction, à cause du solaire, en journée, entrainant des prix négatifs de l'électricité (et qui fait aussi que moins de gaz est consommé).
Si tu veux parler du gaz, ouvre ton propre sujet.
J'ai bien compris, merci. Mais il y a tout de même un lien avec l'électricité, le système de l'ARENH.
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ARENH, c'est l'Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique, qui permet aux fournisseurs alternatifs d'avoir un quota réservé, 100 TWh auparavant, c'était monté à 120 TWh en 2022 je crois, à un prix réduit, 42 €/MWh. Il permettait effectivement à ces fournisseurs alternatifs d'avoir accès à une électricité bon marché quand les tarifs du gaz étaient très élevés, en 2021/2022, les tarifs du marché se basant, aux périodes de pénurie sur le prix de production à partir du gaz.
Ce n'est plus trop le cas actuellement, où les prix de gros de l'électricité ont bien baissé, et sont inférieurs à ce tarif ARENH (au moins une partie de la journée, et surtout au printemps et en été).
https://www.kelwatt.fr/prix/electricite-spot-cours-marche-gros
Tu remarqueras aussi que les prix de gros du gaz ont tendance à remonter fortement depuis un mois, ce qui explique cette hausse d'un prix de référence du gaz, que les fournisseurs ne sont pas obligés de suivre.
https://www.boursorama.com/bourse/matieres-premieres/cours/_NG/
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Vers une hausse des taxes pour "compenser" la baisse du tarif réglementé prévue au 1er Février ?
Je suis tombé sur un article du site Selectra d'hier, reprenant certaines rumeurs, dans le contexte actuel où le gouvernement cherche à baisser le déficit des finances publiques, comme quoi la baisse prévue par la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) du tarif régulé de l'électricité, d'environ 10% au 1er Février 2025, pourrait être compensée par une hausse de la TIFCE (Taxe Intérieure sur la Consommation Finale d’Électricité) de 32 € le MWh à 52 € le MWh. Cela rapporterait 4 milliards d'euros au budget de l'état. Tentant n'est-ce pas en cette période ? D'autant que cette hausse des taxes serait "indolore", car ne s'accompagnant d'une hausse de la facture pour le consommateur. Mais d'un autre côté, la facture des ménages a augmenté en moyenne de 53% depuis 2021, malgré le bouclier tarifaire mis en place (voir graphique ci dessous).
Avec la fin du bouclier tarifaire, la TIFCE avait été baissée à 21 € le MWh, et devait déjà remonter à son niveau de 2021, à 32 € me MWh.
Donc le consommateur ne profiterait absolument pas de la baisse des coûts du marché de gros de l'électricité, vue dans ce ce sujet.
L'électricité, déjà plus taxée que le gaz ou le fioul, le serait encore davantage, au contraire de la volonté affichée d'encourager les énergies non carbonées. L'article indique ainsi que la TIGCN (Taxe Intérieure sur la Consommation de Gaz Naturel), est de 16 € MWh, et de 15.26 € MWh pour le fuel (TICPE).
Déjà, comme on l'a vu par ailleurs, l'électricité est désavantagée dans les calculs de DPE, avec un coefficient de 2.3 appliqué sur la consommation d'électricité (énergie finale, car elle est produite à partir d'autres sources dans les centrales), que n'ont ni le gaz, ni le fuel. On peut donc facilement tomber à une lettre F (non possibilité de louer), pour le même logement, si on passe d'un chauffage gaz, à un chauffage électrique...).
De plus, la baisse de la consommation d'électricité, et de gaz et de fioul, de 8% depuis 2021, qui nous a été fortement demandée, et la migration vers par exemple des pompes à chaleur, a fait baisser les rentrées fiscales liées à cette consommation. Donc il faut compenser...
Enfin, cette hausse des taxes, comme toutes les taxes sur la consommation, pose un problème de justice sociale, tout le monde a besoin d'électricité dans son logement, et les ménages modestes, proportionnellement à leurs revenus, sont plus touchés que les ménages aisés.
Encore une mauvaise nouvelle pour le prix de l'électricité
Par Aurian de Maupeou - Co-fondateur - Publié le 05/10/2024
Depuis février dernier, le gouvernement répète que le prix de l'électricité baissera enfin en février 2025. Mais, en faisant sauter cette baisse via une hausse de la TICFE plus élevée que prévu, il pourrait faire rentrer entre 4 milliards d'euros dans ses caisses... tentant non ? Une information du Parisien du 5 octobre laisse penser que la baisse de février 2025 pourrait faire les frais de la crise budgétaire. On vous explique.
Le tarif réglementé est fixé tous les ans au 1ᵉʳ février, en fonction du prix de marché des 24 mois précédents. En 2023 et en 2024, il a grandement augmenté des suites de la crise de l'énergie (renchérissement du gaz lié à la guerre en Ukraine et baisse de la production nucléaire française liée à l'indisponibilité des centrales). Mais, en 2025, deux ans se sont écoulés depuis les prix élevés de l'été 2022. Le tarif réglementé doit donc enfin baisser, après 59% de hausse du prix du kWh par rapport à 2021. Enfin... c'est la part fourniture, hors taxes et hors coût du réseau, qui doit fortement baisser. Les taxes, elles, vont fortement augmenter, et le coût du réseau, dont l'augmentation du 1ᵉʳ août a été repoussée, doit augmenter aussi. L'un dans l'autre, les calculs montrent que le prix TTC du kWh devrait quand même baisser de 10% au 1ᵉʳ février 2025, a annoncé Emmanuelle Wargon, présidente de la CRE.
Un abandon de la baisse au profit d'une hausse de taxe se profilerait
Depuis 10 jours, les médias relaient sans tiquer une information qui nous semble fausse :
"Cette taxe pourrait être ramenée à son niveau d’avant-crise, soit 32 euros, dès janvier 2025. Vu les prix actuels du marché, le tarif réglementé pourrait quand même baisser sur la facture des consommateurs, malgré cette augmentation de taxe. Si le gouvernement choisissait d’inclure cette hausse dans le budget, cela pourrait rapporter jusqu’à 4 milliards d’euros supplémentaires aux caisses de l’État, indique un document de travail."
Le Figaro- 25/09/2024
Cette affirmation passe à côté du sujet : l'augmentation de la TICFE à son niveau d'avant-crise de 32€/MWh est incluse dans l'équation budgétaire depuis longtemps. Elle n'aura donc pas d'impact sur le déficit. De plus, cette augmentation de 11€/MWh pour les particuliers ne représente qu'environ 1,8 milliards d'euros. Même en incluant les recettes additionnelles de TVA (car la TICFE est assujettie à la TVA !), et les consommateurs non résidentiels avec une puissance de moins de 250 kVA, on n'arrive pas aux 4 milliards évoqués.
Alors, où sont ces 4 milliards ? À tout hasard, calculons le rendement d'une taxe qui "sucrerait" la baisse annoncée de 10% du prix du kWh. Le prix du kWh est de 0.2516€, la consommation annuelle résidentielle de 160 TWh, et la baisse annoncée de 10%, ce qui fait ... 4,025 milliards d'euros. Pour faire rentrer ce montant dans les caisses de l'Etat, il "suffirait" d'augmenter la TICFE sur le résidentiel de 21€/MWh à non plus 32, mais 52€ par MWh. Et là, le tarif réglementé ne bougerait pas en février 2025. Le raisonnement que fait sans doute Bercy est que l'annulation d'une baisse du prix de l'électricité est moins douloureuse que la hausse d'un impôt.
En observant la situation budgétaire, nous sommes déjà convaincus, depuis notre article "Peut-on encore croire à la baisse du tarif bleu ?" du mois dernier, qu'aucune baisse significative du tarif réglementé n'aurait lieu en 2025. Cette hypothèse est corroborée par la publication par Le Parisien, le 5 octobre d'un aveu attribué à "un acteur du dossier" :
"On réfléchit bel et bien à un mécanisme global qui irait au-dessus de la hausse prévue pour février prochain dans le cadre de la fin du bouclier tarifaire."
Le Parisien- 05/10/2024
Comment rester optimiste dans ces circonstances déprimantes ?
La principale raison d'être optimiste est que chaque hausse du prix de l'électricité pour les particuliers fait bondir le retour sur investissement de l'autoconsommation. Depuis la crise de l'énergie, on a vu apparaître des kits photovoltaïques avec un amortissement de l'investissement en 2 ans ! Et, le développement de capacités de production d'énergie renouvelable porte deux espoirs : celui d'une baisse du prix de l'énergie par l'augmentation de l'offre, et celui d'une accélération de la sortie des énergies fossiles.
Ensuite, on peut se réjouir qu'un gouvernement ait le courage de faire peser la fiscalité supplémentaire sur la consommation d'une ressource rare plutôt que sur ... par exemple le travail ! Rappelons que le travail, via les cotisations et l'impôt sur le revenu, est plus taxé que l'électricité, le gaz, ou le fioul domestique !
On peut donc espérer qu'une hausse de la fiscalité de l'électricité (vers 40% de taux de taxation) ouvre la voie à l'augmentation de la fiscalité sur les alternatives fossiles à l'électricité : gaz naturel (l'accise sur le gaz, TICGN n'est qu'à 16€/MWh) et fioul (l'accise sur le fioul, TICPE, n'est qu'à 15,62€/MWh). La fiscalité ne peut pas continuer à aller contre les objectifs de réduction des émissions nationaux, soulignait récemment la Cour des Comptes.
Un déplacement de la TICPE vers la TICFE
Enfin, si le gouvernement cherche à augmenter les taxes, c'est que les recettes fiscales sont en baisse : la consommation nationale d'électricité a durablement baissé d'environ 8% par rapport à la moyenne 2014-2019 depuis la crise de 2022. Cela affecte directement les recettes de l'accise (qui a remplacé la CSPE et les TCFE, libellées, elles aussi, en € par MWh). Mais, le pire pour les finances publiques reste l'impact fiscal de la baisse de la consommation de carburant routier. Les recettes de la TICPE ont baissé de 1,35% du PIB en 2018 à 1,1% du PIB en 2023, selon Fipeco. Dans un contexte de transition rapide vers la mobilité électrique, la consommation de carburant va fondre et celle d'électricité augmenter. Et la fiscalité actuelle de l'électricité ne pourra compenser la baisse des recettes issues du pétrole routier, car un véhicule électrique consomme 4 fois moins de kWh par kilomètre qu'un véhicule thermique. Si l'électricité remplace totalement le carburant routier, il faudra pour compenser la baisse de TICPE aller chercher 23 milliards d'euros de taxe sur l'électricité supplémentaire... de l'ordre de 53€ par MWh... en plus !
Et EDF dans tout ça ?
Le niveau élevé du tarif réglementé actuel est une bénédiction pour EDF. La perspective de la baisse de la part fourniture au profit d'une hausse de la fiscalité va comprimer les marges de l'entreprise publique. Or, parmi les mesures de réduction du déficit, la demande de versement d'un dividende exceptionnel par EDF à l'État est régulièrement évoquée. Celle-ci est difficile à concilier avec une baisse des marges de l'entreprise d'une part et le lancement de grands chantiers d'autre part. Bref, même la baisse de la part fourniture du tarif réglementé ne sera pas une décision facile.
https://selectra.info/energie/actualites/marche/la-baise-de-l-electricite-de-fevrier-2025
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Bruno Le Maire nous aura bien ouvert le renflement brun.
"il y'aura une baisse de 15% des factures d'électricité" :-X...
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Une remarque humoristique, j'entendais ce matin sur France Info Jean-René Cazeneuve, député ex rapporteur général du budget, parler du déficit du budget, de hausse éventuelle des impôts et des taxes, et expliquer que sous Macron, le gouvernement avait baissé les impôts de 50 milliards d'euros. Or le PIB de la France était en 2023 de 2822.5 milliards d'euros (voir tableau INSEE). Donc 50 milliards d'euros cela représente 1.8% de PIB. Un esprit mal placé pourrait en conclure que le dérapage du déficit est du à ces baisses, et que sans elles, le déficit ne serait plus que de 4.2 % du PIB (6 - 1.8 ), une valeur qui serait des plus satisfaisantes...
https://www.insee.fr/fr/statistiques/8193933
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Donc 50 milliards d'euros cela représente 1.8% de PIB. Un esprit mal placé pourrait en conclure que le dérapage du déficit est du à ces baisses
Les baisses d'impots, particuliers, entreprises, c'est environ 200 milliards de deficit, depuis 2017. C'est aussi ce qui fait que plus personne ne parle du chomage alors que c'etait la principale preocupation juste avant. Enfin bon les gens et la presse trouverons toujours un raison de se plaindre, quoiqu'il se passe.
Et sinon il y a aussi environ 200 milliards aussi pour le covid, et dans les 450 pour les retraites (les retraites n'ont pas augmenté, il y a juste plus de gens à la retraite chaque année)
Apres pour l'elec specifiquement, le bouclier energetique c'est dans les 25 milliards, et il faut bien financer de nouvelles centrales.
Bref, a un moment la realité s'impose, rien de plus.
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Les baisses d'impots, particuliers, entreprises, c'est environ 200 milliards de deficit, depuis 2017. C'est aussi ce qui fait que plus personne ne parle du chomage alors que c'etait la principale preocupation juste avant. Enfin bon les gens et la presse trouverons toujours un raison de se plaindre, quoiqu'il se passe.
Et sinon il y a aussi environ 200 milliards aussi pour le covid, et dans les 450 pour les retraites (les retraites n'ont pas augmenté, il y a juste plus de gens à la retraite chaque année)
Apres pour l'elec specifiquement, le bouclier energetique c'est dans les 25 milliards, et il faut bien financer de nouvelles centrales.
Bref, a un moment la realité s'impose, rien de plus.
Il faut arrêter avec cet Etat obèse. Rien de plus rien de moins.
C'est lui qui prend le rab de frites à la cantine. Les autres sont en sous nutrition avancée.
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Il faut arrêter avec cet Etat obèse. Rien de plus rien de moins.
Je suis d'accord et c'est terrible en vrai.
Il faut absolument réduire la dépense publique, ça va induire de la casse sociale, il y'a quasiment 6 millions de fonctionnaires + plusieurs millions payés avec de l'argent public... si on vire tous ces gens, on leur fait faire quoi concrètement ?
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Les médecins de l’hôpital public gagneront un peu plus d'argent dans le privé, comme les prof d'université, de lycées, de collèges, de maternelles, comme les infirmières, comme tout le monde en fait.
Juste faire gaffe à Orpéa pour les vieux et les crèches pour les gamins...
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C'est aussi ce qui fait que plus personne ne parle du chomage alors que c'etait la principale preocupation juste avant.
La baisse du chômage est principalement due à des raisons démographiques, le départ à la retraite des générations du baby boom de l'après-guerre, remplacé par des générations moins nombreuses, et pas vraiment à l'action du gouvernement. Il a baissé partout en Europe (voir ci-dessous). Et si la France garde un taux de chômage plus élevé que la moyenne en Europe, 7.4% en Février dernier, contre 6% en moyenne en Europe, c'est aussi parce que le France a gardé un taux de natalité supérieur à celui de ses voisins, environ 1.8 enfant par femme en France, contre souvent moins de 1.5 chez les voisins.
Aujourd'hui, on n'arrive plus à remplacer les médecins qui partent à la retraite, les enseignants, les ingénieurs, les informaticiens etc..., sauf à les faire venir de l'étranger.
On sait aussi que le départ des baby boomers est la principale cause du déficit des caisses de retraite, un peu partout en Europe, et de l'augmentation de l'âge de départ à la retraite, et il est moins élevé en France que dans d'autres pays justement parce que l'on a gardé un taux de natalité plus important.
Bon, on s'écarte du sujet, mais donc les français à cause de ces déficits risquent de payer l'électricité plus chère à cause de l'augmentation des taxes, alors qu'encore aujourd'hui, malgré un temps maussade, les prix de gros en milieu de journée étaient à 0 (voir ci-dessous).
https://ec.europa.eu/eurostat/fr/web/products-euro-indicators/w/3-02072024-bp
https://fr.statista.com/statistiques/1309140/part-chomeurs-population-active-union-europeenne/
https://www.rte-france.com/eco2mix/les-donnees-de-marche
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oui, si on compte remplacer 100% des véhicules a combustion par de l'électrique, alors il faut, de mémoire, doubler le nombre de centrales nucléaires. Et/ou du solaire/éolien évidement.
Et l'état va faire cela comment ? Les caisses de l'état sont vides. L'EPR peine à s'imposer avec tous les problèmes liés à la compétence perdue qu'il faut retrouver. On veut mais on n'a plus les moyens de le faire. La seule solution est de faire baisser la consommation pour maintenir une production électrique à bout de souffle. L'état est imprévoyant ou plutôt pense qu'il suffit de décréter pour résoudre un problème, ce qui est d'une grande stupidité.
ben non, on achète ce que les autres ont en trop à pas cher, si on en a besoin.
rien de choquant.
C'est bien français, de compter sur les autres pour résoudre nos problèmes.
Et si les autres, comme tu dis, n'ont pas assez pour eux, où vont-ils se fournir en électricité ? La réponse est toute trouvée : black out !
Je ne t'explique pas le mécontentement quand il faut couper l'électricité en hiver.
Du coup ce problème est difficile a surmonter puisqu'il faut tout payer en aval avant même de gagner 1 centime. Et donc c'est legitime que les etats essayent de faciliter le truc a coup de subvention à la construction ou de prix d'achat garantis de l'elec. A l'état de pas se faire niquer donc, puisque finalement lui aussi il joue.
A vrai dire, l'état ne joue rien car l'éternel perdant est le contribuable.
Où tu n'auras que du solaire et de l'éolien, sans électricité la nuit...
Ou pour les plus riches, de produire leur propre électricité. Si l'on continue d'appliquer le tout électrique afin d'avoir un pays qui ne pollue plus, il faudra bien réduire la consommation si celle-ci ne tient pas ses promesses. Le pauvre devra réduire sa consommation car trop couteuse, à l'inverse du riche qui pourra continuer à se la payer au prix fort. C'est ce que l'on nomme la justice sociale en France.
Quitte à être dans l'absurde: quand le cout de l'électricité est négatif, qu'est ce qui empêche de produire du courant et d'envoyer ça localement dans des grosses charges résistives plutôt que sur le réseau pour réguler la production ?
Parce que l'on ne sait pas réguler, à la demande, l'électricité. La raison ? L'imprévoyance de la France qui ne sait réagir que dans l'urgence.
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Si seulement la France faisait les bons choix !
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Si seulement la France faisait les bons choix !
Heu ca fait 1000 ans que le probleme existe partout : c'est quoi le bon choix ?
Vivement l'ia pour tous nous gerer comme des moutons ;)
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Et l'état va faire cela comment ? Les caisses de l'état sont vides. L'EPR peine à s'imposer avec tous les problèmes liés à la compétence perdue qu'il faut retrouver. On veut mais on n'a plus les moyens de le faire.
L'etat français n'est pas plus imprevoyant qu'un autre. Apres, oui, nos sociétés ont tendance à privilegier le cours terme, société de consommation, prime electorale à celui qui dit qu'il va raser gratis, etc. Si t'as un autre systeme pour ne pas se retrouver dans la situation où on espere juste que les gens qui ont ete elus fassent les bons choix, vas-y dis nous.
Et de l'argent il y en a hein. Juste les dons au associations + les APL, c'est 30 milliards par an. A part les idéologues de gauche qui serait choqué si on decide que pour les 3 prochaines années ces montants seront divisés par deux pour se payer des truc plus interessant pour le pays ?
C'est bien français, de compter sur les autres pour résoudre nos problèmes.
Et si les autres, comme tu dis, n'ont pas assez pour eux, où vont-ils se fournir en électricité ? La réponse est toute trouvée : black out !
heu ce qui est plus français, a mon avis, c'est de compter sur l'etat pour regler nos problemes, pas 'les autres'.
Apres c'est juste de la strategie, entre devenir la corée du nord et le royaume-uni, il y a un juste milieu. A trouver par nos gouvernants et chaque pays gere le meme probleme comme il le sent. Par contre tout le monde sait que tout vouloir faire soit-meme, ca n'a jamais donné de bons resultats, un juste milieu à trouver donc.
A vrai dire, l'état ne joue rien car l'éternel perdant est le contribuable.
Tout a fait, et c'est bien normal. Et pourquoi ce serait perdant ? Si on pense que c'est pas le bon plan alors faut pas le faire, et laisser faire le privé.
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Et l'état va faire cela comment ? Les caisses de l'état sont vides. L'EPR peine à s'imposer avec tous les problèmes liés à la compétence perdue qu'il faut retrouver.
L'EPR aura fait couler beaucoup d'encre et d'argent, beaucoup plus que prévu, j'en conviens. Mais il est en train de démarrer et on peut penser qu'il sera couplé pour l'hiver.
Cette année, les capacités de prod solaire et éolienne ont à nouveau fait un bon, et la consommation baisse mécaniquement avec les efforts d'efficacité énergétique et les prix du kWh qui grimpent.
La seule solution est de faire baisser la consommation pour maintenir une production électrique à bout de souffle.
[...]
Et si les autres, comme tu dis, n'ont pas assez pour eux, où vont-ils se fournir en électricité ? La réponse est toute trouvée : black out !
Je ne t'explique pas le mécontentement quand il faut couper l'électricité en hiver.
[...]
Si l'on continue d'appliquer le tout électrique afin d'avoir un pays qui ne pollue plus, il faudra bien réduire la consommation si celle-ci ne tient pas ses promesses.
Parce que l'on ne sait pas réguler, à la demande, l'électricité. La raison ? L'imprévoyance de la France qui ne sait réagir que dans l'urgence.
Selon moi, il manque une solution technique à ton analyse, qui fonctionne remarquablement bien (je laisse la politique de côté): la flexibilisation de la demande.
Aujourd'hui, la flexibilité contrôlée par le réseau n'existe pas: il existe des offres "super heures creuses" et "week end" pour inciter les clients à reporter leur consommation hors des périodes de pointe, mais ces horaires sont statiques. On part du principe que la conso est plus basse la nuit et le weekend, ce qui statistiquement est vrai.
L'hiver dernier, la question du délestage éventuel que tu mentionnes ne se posait qu'aux pointes, entre 7 et 9h le matin et entre 18 et 20h le soir (+/- 1h), les jours où la prod renouvelable faisait défaut (la grosse production éolienne nous a d'ailleurs bien aidé).
En utilisant Linky à son plein potentiel, RTE pourrait tout à fait demander à ENEDIS (ou aux fournisseurs qui reporteraient ensuite cette demande à ENEDIS, selon leurs critères) d'envoyer un ordre de réduction de la consommation, avec ou sans changement de tarif, d'ailleurs.
L'infra en place aujourd'hui peut le faire : le système d'information d'ENEDIS dispose d'un lien de comm permanent et quasi-temps réel (~1-30min il me semble) avec les compteurs Linkey, par le biais des transpondeurs CPL installés dans les transformateurs HTA-BT.
Sur de très nombreux compteurs, un relais piloté par le réseau est câblé pour contrôler un contacteur, sur lequel les chauffe eau électriques sont habituellement raccordés (pour chauffer l'eau en heures creuses).
De la même facon, beaucoup de délesteurs sont connectés à la sortie TIC du compteur, et peuvent réduire ou éteindre le chauffage en fonction des infos transmises par le compteur.
On peut donc lisser la consommation en jouant sur ces charges pilotables non critiques sans impact sur le confort des clients : faire chauffer une partie des ballons d'eau chaude l'après midi, sur les heures solaires, si l'équilibre offre/demande le permet, permettra de réduire la conso d'énergie vers 22-23h (plage de début des "heures creuses" traditionnelles).
On peut aussi simplement baisser la consigne de chauffage lors des pointes, lorsqu'il y a tension sur les moyens de production.
Mon fournisseur d'électricité a d'ailleurs fait quelque chose comme ca, mais par le biais d'e-mails envoyés à ses clients pour leur demander, la veille pour le landemain, d'éviter de consommer entre certaines plages horaires. C'est apparament efficace (i.e. les gens jouent le jeu), mais certainement pas autant qu'une solution automatisée basée sur Linky.
Le site eCO2mix d'RTE est une mine d'or pour comprendre ce phénomène. On peut par exemple y voir le delta de consommation entre l'après midi et la pointe du soir, qui atteignent souvent les 10-20GW l'hiver. On peut voir dans quelle mesure le nucléaire est piloté, et comme l'hydraulique et le gaz sont bien plus rapides pour s'adapter aux changements.
On peut aussi y voir le bridage d'énergies renouvelables (par exemple hier après midi) : on "jette" du productible volontairement, car excédent de production. C'est un argument en plus pour la flexibilisation de la demande.
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Déjà, comme on l'a vu par ailleurs, l'électricité est désavantagée dans les calculs de DPE, avec un coefficient de 2.3 appliqué sur la consommation d'électricité
Je m'étais déjà rendu compte de cela sans y prêter grand attention en regardant les panneaux DPE dans les gares ou autres batiments publics. Sais-tu pourquoi ils font ca ?
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L'etat français n'est pas plus imprevoyant qu'un autre.
Gouverner, c'est prévoir et anticiper. Si c'est pour le faire au fil de l'eau, c'est-à-dire agir quand le problème se pose, je n'appelle pas cela anticiper.
Si t'as un autre systeme pour ne pas se retrouver dans la situation où on espere juste que les gens qui ont ete elus fassent les bons choix, vas-y dis nous.
Je ne parle pas de faire les bons choix, mais de s'intéresser à autre chose qu'au régalien. Je ne sais pas, par exemple à l'économie dont nos chers politiciens ne comprennent rien du tout. Ou encore, subventionner la recherche et non la considérer comme un coût inutile.
L'état ne fait aucun effort et est continuellement dans la facilité. Les caisses de l'état sont vides, et bien qu'à cela ne tienne, augmentons les impôts. Aucune économie n'est possible car cela à remettre le système français en cause. Impossible de résoudre le problème du manque de médecins, et je ne parle même pas de ce fil de discussion où l'état a décidé le tout électrique sans tenir compte de la capacité de la France à faire face à ce changement. Si l'on a besoin de deux fois plus de centrales nucléaire, comment va-t-on faire ? On ne sait même plus les construire. Et je ne crois pas que les écologistes seront d'accord pour doubler le parc nucléaire. Ah si, j'ai trouvé, nous aurons tous des panneaux solaires sur nos toits pour faire face à la défaillance de l'état.
Et de l'argent il y en a hein.
Peut-être, mais cet argent n'appartient pas à l'état. L'état stigmatise les retraités comme étant trop riche. N'importe quoi. Il faut un responsable et il est tout trouvé. Mais certainement pas la gestion calamiteuse de ce secteur. Qu'est-ce devenu la retraite par capitalisation ? Franchement, je n'en sais rien. Et qu'est-ce que le fonctionnement par répartition ? Tout simplement une pyramide (ou système) de Ponzi. Faut-il rappelé comment cela fonctionne ?
La solvabilité de la dette française repose sur les assurances vie :
--> Loi Sapin 2 : l’assurance-vie se transforme en piège pour investisseur (https://www.lingor.fr/blog/loi-sapin-2-lassurance-vie-se-transforme-en-piege-pour-investisseur/).
Comme le dit le lien, c'est notre argent mais les assureurs font ce qu'ils veulement avec. Et si un jour, la France doit rembourser sa dette, c'est là que l'état va se servir, sans scrupule.
heu ce qui est plus français, a mon avis, c'est de compter sur l'etat pour regler nos problemes, pas 'les autres'.
Non car l'état va nous amener droit dans le mur. Qui va rembourser la dette française ? L'état ? Mais avec quelle argent ? Sinon celui des citoyens par une saisie des avoirs dans les banques.
Ne croit pas à la toute puissance de l'état pour résoudre quoi que ce soit. Ce sont des beaux parleurs mais ils ne sont jamais responsables de quoi que ce soit.
Apres c'est juste de la strategie, entre devenir la corée du nord et le royaume-uni, il y a un juste milieu.
Ce n'est pas une question de strategie mais de compétence. La France ne cherche pas à devenir autre chose qu'elle même. Mais nos chers politiques se sont fourvoyers dans un respect envers des pays qui n'ont rien à faire de nous. Et c'est ainsi que nous avons perdu nos colonies, et nous ne sommes mêmes plus capable d'un retour à l'ordre en Nouvelle-Calédonie, parce que l'état est faible. La solution n'est pas un retour à l'ordre, mais plus de compétences.
Le juste milieu n'est pas comme au Royaume-Uni, la nostalgie de la grandeur passée ou une dictature comme en Corée du nord. Impossible n'est pas français était un slogant de Napoléon 1er. Est-ce cela notre problème, avoir un vrai chef ? Aujourd'hui, à la moindre difficulté, l'état baisse les bras. On le voit bien avec le Rassemblement National où l'état n'a même plus les arguments pour les confronter et finissent par adhérer à leurs idées, faute de trouver mieux. Oui, le juste milieu est une dérive autoritaire car solution de facilité et de prendre aux riches, responsables de tout, pour payer la dette faire par des incompétents. Dois-je te rappeller ce qui est arrivé durant le règle de Phlippe le Bel, juste pour rembourser sa dette qu'il avait contracter auprès de ces créanciers, les templiers ? L'histoire ne fait que se répeter.
Tout a fait, et c'est bien normal.
Tu trouves normal que ce soit toujours les mêmes qui doivent payer pour les conneries des autres. Moi, non.
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je ne parle même pas de ce fil de discussion où l'état a décidé le tout électrique sans tenir compte de la capacité de la France à faire face à ce changement.
Pour avoir assité à des présentations de RTE (à Lyon) sur le sujet de l'électrification massive, cela a été bien étudié et les recommandations ont été faites.
Ah si, j'ai trouvé, nous aurons tous des panneaux solaires sur nos toits pour faire face à la défaillance de l'état.
C'est une facon peu onéreuse d'augmenter les moyens de production, non ? Pas aux pointes l'hiver, certes, mais ca fonctionne.
(Encore une fois, je laisse toute la politique de côté)
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Hors-sujet déplacé : Éducation nationale: trop de personnel qui ne voit pas le moindre élève (https://lafibre.info/bistro-sujet-libre/education-nationale-trop-de-personnel-qui-ne-voit-pas-le-moindre-eleve/)
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Merci Vivien.
Dans le thème, Hausses des taxes sur l'électricité.
Ça s'en va et ça revient...
https://www.latribune.fr/climat/energie-environnement/hausse-de-la-taxe-de-consommation-finale-sur-l-electricite-quel-impact-pour-les-menages-1008268.html
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Merci Vivien d'avoir splitter le sujet.
Pour avoir assisté à des présentations de RTE (à Lyon) sur le sujet de l'électrification massive, cela a été bien étudié et les recommandations ont été faites.
Qu'est-ce qu'il a été convenu ? Le doublement du parc nucléaire ? De faire plus d'économie sur la consommation d'électricité ? J'aimerai bien connaitre le fin mot de cette histoire.
C'est une façon peu onéreuse d'augmenter les moyens de production, non ?
C'était de l'humour. A vrai dire, je ne pense pas que cette solution soit viable à long terme pour la France.
Pour le particulier, oui, pourquoi pas, il fera des économies sur sa consommation électrique et sera à l'abris de l'éventuel black out que l'état n'envisage pas mais qui arrivera certainement en hiver.
(Encore une fois, je laisse toute la politique de côté)
Je ne fais qu'une critique des pouvoirs publiques, sans donner raison à qui que ce soit.
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Ah si, j'ai trouvé, nous aurons tous des panneaux solaires sur nos toits pour faire face à la défaillance de l'état.
C'est une bonne solution pour le particulier qui peut se la payer, mais pas forcément pour la stabilité du réseau électrique qui va devenir impossible à piloter.
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Je suis en train de lire un livre sur le pétrole et c'est alarmant de constater les mensonges qui nous sont données sur le pic pétrolier et sur les réserves. Je constate que nous sommes sur le déclin de la production pétrolière dans le monde. D'ici peu, cette énergie sera tellement cher que plus personne ne pourra l'utiliser. Je ne pense pas qu'aux voitures et autres transports utilisant l'essence, ou le gazoil, mais les industries qui dépendent du pétrole.
Un bien fait à cela, le réchauffement climatique étant lié au gaz carbonique et donc à notre consommation du pétrole va tout simplement se réduire par manque de pétrole. Je ne sais pas trop si l'excuse climatique est un argument politique pour basculer vers le tout électrique, mais il va sans dire que c'est forcement le bon choix en l'état de nos connaissances sur ce sujet, si le pétrole vient à manquer.
Comme l'état ne perd pas le nord, tout ce qui est fiscale (TIPP) sur le pétrole sera reporté sur l'électricité des ménages, et donc a fortiori, le cout de l'électricité sera forcement cher en France.
Je vois des points négatifs à cela :
--> Ou trouver des terres rares pour concevoir des batteries pour les voitures électriques qui ont une durée de vie approximative de 10 ans.
--> Comment faire face à un doublement, voire triplement de la consommation électrique en France.
--> En admettant que la solution est l'uranium, ne faisons nous la même erreur qu'avec le pétrole ? Il arrivera un jour où il n'y en aura plus.
mais pas forcément pour la stabilité du réseau électrique qui va devenir impossible à piloter.
Je suis d'accord avec toi, que l'important est la stabilité du RTE français. Surproduction en été, sous-production en hiver.
Nous ne savons pas stocker l'électricité.
Nous allons durant quelques années être en sous-production d'électricité pour faire face au remplacement du pétrole par autre chose (uranium, éolien, solaire, hydraulique, marémotrice, ...).
Le cout à la consommation de l'électricité va augmenter, à cause des investissements à faire, du train de vie de l'état.
Comment allons nous faire face à cette transition (pétrole vers le tout électrique) dans nos habitudes ?
Il y aura des laissés pour compte, mais ce qui m'inquiète le plus, est de savoir ce que l'état à prévu de faire concernant les centrale nucléaires ?
D'un coté, les écologiques considères que c'est très dangereux (Three Mile Island, Tchernobyl, Fukushima) et de l'autre, c'est soi-disant une énergie propre, sans carbone.
Ou stocker les déchets nucléaires ? La solution est aussi le soi-disant EPR. Oui mais, que faire de ce que l'on ne peut plus utiliser ?
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Je suis en train de lire un livre sur le pétrole et c'est alarmant de constater les mensonges qui nous sont données sur le pic pétrolier et sur les réserves. Je constate que nous sommes sur le déclin de la production pétrolière dans le monde. D'ici peu, cette énergie sera tellement cher que plus personne ne pourra l'utiliser. Je ne pense pas qu'aux voitures et autres transports utilisant l'essence, ou le gazoil, mais les industries qui dépendent du pétrole.
Ce qui est surprenant c'est de dire qu'on nous ment depuis toujours mais de croire sur parole ce que vous lisez en ce moment ;)
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je travaille avec des gens qui connaissent assez bien le secteur du petrole/gaz et du coup je fini par m'y connaitre un peu
et oui la production de petrole augmente de facon continue a part pour le covid
Les reserves connues de petrole sont gigantesques et on n'exploite actuellement que ce qui est facile a exploiter (=> rentable avec le prix actuel). Si le prix du baril passe a 200$ on peut doubler ou tripler le nombre de champs que l'on peut exploiter.
Bref, le petrole/gaz on en a pour des siecles. Et le jour où en sortira c'est pas parce que c'est trop cher ou qu'il n'y en n'a plus, ce sera juste parce qu'on a mieux.
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je travaille avec des gens qui connaissent assez bien le secteur du petrole/gaz et du coup je fini par m'y connaitre un peu
et oui la production de petrole augmente de facon continue a part pour le covid
Les reserves connues de petrole sont gigantesques et on n'exploite actuellement que ce qui est facile a exploiter (=> rentable avec le prix actuel). Si le prix du baril passe a 200$ on peut doubler ou tripler le nombre de champs que l'on peut exploiter.
Bref, le petrole/gaz on en a pour des siecles. Et le jour où en sortira c'est pas parce que c'est trop cher ou qu'il n'y en n'a plus, ce sera juste parce qu'on a mieux.
La production conventionnelle décroit.
Dans le futur, idéalement, on saura produire des carburants de synthèse, trouver des alternatives aux dérivés du pétrole (tous les plastiques and Co) eb évitant de devoir extraire du pétrole non conventionnelle, dont la production ne fait que croitre, le business étant le business ..
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https://www.jeuxvideo.com/news/1931603/tant-d-australiens-ont-des-panneaux-solaires-sur-leurs-toits-que-le-reseau-electrique-est-au-bord-du-gouffre.htm
Trop de panneaux solaires...
Ça va pleurer dans les chaumières si l'électricité n'est plus rachetée...
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La production conventionnelle décroit.
a fond
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Ce qui est surprenant c'est de dire qu'on nous ment depuis toujours mais de croire sur parole ce que vous lisez en ce moment ;)
Il faut bien croire quelqu'un sinon à quoi cela peut servir de lire un livre si tout ce qui est dit, de part et d'autre, est faux
--> la face caché du pétrole, sortie en 2006, auteur Eric Laurent (https://www.amazon.fr/face-cach%C3%A9e-du-p%C3%A9trole/dp/225920323X).
Oui, il y a encore du pétrole brut, mais pour combien de temps ?
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Il faut bien croire quelqu'un sinon à quoi cela peut servir de lire un livre si tout ce qui est dit, de part et d'autre, est faux
--> la face caché du pétrole, sortie en 2006, auteur Eric Laurent (https://www.amazon.fr/face-cach%C3%A9e-du-p%C3%A9trole/dp/225920323X).
'La face cachée de'
Bon ben c'est un livre pour montrer les petits secrets et les magouilles donc. Donc un livre à charge bien croustillant j'imagine.
En soit ce n'est pas du tout un probleme, car comme partout et en plus vu les masses de fric dans ce milieu, peut-etre meme plus qu'ailleurs, il y a forcement des trucs a critiquer. Mais le lecteur doit etre conscient qu'on ne lui montre qu'une seule face de la piece.
Oui, il y a encore du pétrole brut, mais pour combien de temps ?
Largement des siecles.
Attention je ne suis pas en train de dire que le petrole c'est trop bien et qu'il faut dormir avec. Evidement un jour la production baissera parce que ce sera cher, parce que certain pays producteur n'auront pas de pays 'ami' pour ecouler leur production ou ne seront plus capables d'exploiter leurs propres champs (exploiter un champ de petrole, y a moins de 10 compagnies dans le monde qui savent le faire, et toutes occidentales, la plupart des pays producteurs si un jour on decide de leur faire un bras d'honneur, en quelques années leur production de petrole s'arrêtera faute de competence/techno/materiel), parce que les consommateurs en voudront moins, etc.
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Le problème c'est qu'on rentre dans une spirale :
(https://lafibre.info/images/environnement/201909_les_metaux_dans_le_secteur_du_numerique_2.webp)
Diapositives extrait de Les métaux dans le secteur du numérique : quels enjeux ? de Françoise_BERTHOUD
(cliquez sur la miniature ci-dessous - le document est au format PDF)
(https://lafibre.info/images/environnement/201909_les_metaux_dans_le_secteur_du_numerique.webp) (https://lafibre.info/images/environnement/201909_les_metaux_dans_le_secteur_du_numerique.pdf)
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a fond
Tu dis que tu connais le sujet mais tu réponds à un de mes posts en mélangeant justement conventionnel et non conventionnel ???
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Mais le lecteur doit etre conscient qu'on ne lui montre qu'une seule face de la piece.
C'est la petite histoire, vu par l'auteur du livre qui est journaliste. Entre la CIA, les magouilles des compagnies pétrolières (les sept soeurs), le gouvernement américain, des pays producteurs comme l'Arabie Saoudite, l'Irac, l'URSS de l'époque ..., de l'OPEP, et des mensonges sur le PIC PETROLIER, je trouve cela fort intéressant. Je suis bien conscient que cela ne reste que le point de vue de son auteur qui donne des anecdotes et des citations d'autres livres pour illustrer ses propos.
Largement des siecles.
Cela dépend du point de vue sur lequel tu te reposes pour affirmer cela.
Le monde consommerait 106,2 millions de barils de pétrole en moyenne chaque jour, contre une estimation de 104,4 millions en 2024 et 102,1 en 2023. (21 août 2024)
En partant de 106.2 millions, cela fait en 1 an, une consommation de 38 763 millions de barils, soit 38,763 milliards de barils.
A fin 2020, les réserves de pétrole sont estimées dans le monde à environ 1 732 milliards de barils(1), soit l'équivalent d'environ 52 ans de production mondiale au rythme actuel (durée théorique car la production des gisements diminue au fil du temps(2)). Cela représente 236 294,75 millions de tonnes. (27 juin 2024)
Si je fais la division, je trouve 1732 / 38 = 45 ans.
A ce rythme, selon ce commentaire, il reste encore 52 ans de production de pétrole, pas des siècles comme tu sembles le croire.
Si la consommation venait à baisser, oui, cela pourrait durer un plus longtemps.
Tout ce que je dis est que la transition est nécessaire (pétrole vers l'électricité). Je pense que la France à fait le bon choix.
Oui, mais voilà, la voiture électrique à du mal à passer au près des acquéreurs français, tout comme en Allemagne.
En ce qui me concerne, je pense que le tout électrique est une grosse connerie.
Je suis plutôt pour la voiture à hydrogène. Pas besoin de batteries avec ses terres rares.
Le problème est l'extraction de l'hydrogène, qui n'est pas plus propre que nos centrales électriques.
C'est sûr, il n'y a pas de solutions miracles.
Le problème c'est qu'on rentre dans une spirale :
Je suis d'accord avec toi. Mais il y a un tout autre problème, celui de la survie de l'état face à ce changement. Et de l'accessibilité de l'électricité ou de l'hydrogène pour tous. Ce n'est pas aussi simple de faire en quelques années, ce que des entreprises du pétrole, ont mis plus d'un siècle pour le faire. Il y aura ceux qui pourront se payer cette nouvelle technologie, comme les pays occidentaux, et ceux qui n'auront pas le choix de continuer avec les énergies fossiles.
Imagines un seul instant que l'Arabie Saoudite qui est le premier producteur au monde de pétrole, annoncer qu'il ne reste que quelques années avant la pénurie. Je ne te parle pas de la panique qui va s'en suivre et où nous serons face à un krach boursier (ou financier) d'une ampleur jamais vu encore. 1929, à coté, ce n'est rien. Devines aussi ce qui va se passer ? Une guerre pour la survie des pays, comme les États-Unis qui ne veulent en aucune façon changer de mode de vie et vont tout faire pour s'accaparer des réserves comme en Irak. C'est certain, les Etats-Unis vont droits dans le mur, mais ils ne le savent pas encore.
En dehors de ce catastrophisme, c'est un moindre mal que de passer au tout électrique.
Je suis un spécialiste de rien du tout, je ne fais que raisonner sur ce que je crois comprendre et il est surprenant que des états ne se rendent pas comptes de ce qui va se profiler à l'horizon de cette pénurie que personne ne veut voir arriver. On nomme cela la politique de l'autruche.
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Tu dis que tu connais le sujet mais tu réponds à un de mes posts en mélangeant justement conventionnel et non conventionnel ???
heu possible j'ai pas fait gaffe.
Apres je ne vois pas l'interet de distinguer les deux ? Dans les deux cas c'est du petrole qu'on utilise de la meme façon.
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Oui, mais voilà, la voiture électrique à du mal à passer au près des acquéreurs français, tout comme en Allemagne.
Il est pas con l’acquéreur...
Même sans parler des batteries, le réseau français n'est pas près pour la surconsommation des voitures électriques.
Il n'est pas prêt ni pour la production (manque de centrales), ni pour la distribution (câble d'alimentation des immeubles bien trop petit).
T'as intérêt d'être dans les premiers si tu veux dans ton garage d'immeuble une borne de recharge rapide!
Quand aux bornes à l’extérieur, c'est actuellement une vaste fumisterie.
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heu possible j'ai pas fait gaffe.
Apres je ne vois pas l'interet de distinguer les deux ? Dans les deux cas c'est du petrole qu'on utilise de la meme façon.
De toute façon, tout le pétrole disponible sera utilisé, c'est dans la nature humaine et je dirais même normal.
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Cela dépend du point de vue sur lequel tu te reposes pour affirmer cela.
les reserves et la conso.
En partant de 106.2 millions, cela fait en 1 an, une consommation de 38 763 millions de barils, soit 38,763 milliards de barils.
Si je fais la division, je trouve 1732 / 38 = 45 ans.
A ce rythme, selon ce commentaire, il reste encore 52 ans de production de pétrole, pas des siècles comme tu sembles le croire.
Si la consommation venait à baisser, oui, cela pourrait durer un plus longtemps.
Oui c'est grosso-modo ca. Et d'ailleurs c'est a peu pret la meme chose pour le gaz, une 50aine d'années.
Mais tu oublies un element : chaque année, depuis 50ans, on trouve de nouveaux gisements de petrole et de gaz.
Tout ce que je dis est que la transition est nécessaire (pétrole vers l'électricité). Je pense que la France à fait le bon choix.
Oui oui
Mais pas que le petrole. tout le fossile.
Si on compte le charbon, ca fait autant d'energie que petrole + gaz reuni. Toujours juste les reserves connues (mais il n'y a quasiment pas de recherche de nouveaux gisements).
Imagines un seul instant que l'Arabie Saoudite qui est le premier producteur au monde de pétrole, annoncer qu'il ne reste que quelques années avant la pénurie.
tu es resté dans les années 90 ;) le premier producteur mondial de petrole ce sont les americains.
je te conseille un excellent article a lire : https://lafibre.info/bistro-sujet-libre/la-fin-de-la-mondialisation-des-75-dernieres-annees/ ;)
C'est certain, les Etats-Unis vont droits dans le mur, mais ils ne le savent pas encore.
Les seuls qui vont droit dans le mur, actuellement dans le monde, ce sont ceux qui ne renouvellent pas leur population. Donc en gros tout l'occident + plein de pays en asie.
Et il y en a qui sont tres tres proche du mur, il n'est deja plus evitable pour la corée du sud, la chine, la russie, l'allemagne et l'italie.
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Risque de faire sauter le réseau électrique car surproduction ce printemps :
Le printemps est revenu, avec ses jours longs, et ensoleillés, et donc les centrales solaires produisent de plus en plus. Tellement qu'un article de la Tribune d'hier révèle un courrier de RTE disant qu'il y a une situation extrêmement tendue qui menace le réseau. La production et la consommation doivent en effet être très exactement égales, et là, la production est excédentaire, même avec les exportations. Les prix sont aussi revenus à un niveau extrêmement bas. Et on n'est qu'au début du printemps...
La France produit trop d'électricité, au risque de faire sauter la banque
Dans un courrier envoyé vendredi aux producteurs et fournisseurs d’électricité, RTE, l’organisme chargé d’équilibrer l’offre et la demande de courant, fait savoir qu'il est « actuellement confronté à une situation extrêmement tendue » de surproduction.
Marine Godelier - Publié le 15/04/25 à 15:55
Depuis le 4 mars, RTE a dû couper à 13 reprises des parcs éoliens et solaires en raison d'une surabondance d'électricité sur le réseau, un record absolu.
[Reuters]
Une « situation extrêmement tendue » pour assurer l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité en France. Les mots choisis par RTE, l'organisme chargé de cette mission de service public, sont forts : dans un courrier envoyé vendredi à de nombreux opérateurs (fournisseurs, producteurs, traders...), celui-ci pointe des « difficultés d'équilibrage du système » qui l'obligent à « recourir à de moyens post-marché exceptionnels et coûteux ». De quoi rappeler les pires moments de 2022, lorsque RTE alertait sur le risque d'un manque de courant dans le pays, et préparait la population à d'éventuelles coupures.
Et pourtant, c'est désormais le problème inverse qui se pose : depuis quelques semaines, l'Hexagone génère trop d'électrons par rapport à la consommation réelle, même en exportant massivement. Or, pour que le réseau ne « saute » pas, l'offre doit toujours être égale à la demande. Et c'est là que le bât blesse : RTE peine à brider suffisamment de moyens de production, notamment renouvelable, pour atteindre cet équilibre. « Les prix de marché sont tellement bas qu'énormément de centrales sont déjà à l'arrêt. Mais ça ne suffit pas, et il manque des capacités d'ajustement à la baisse », pointe Emeric de Vigan, consultant dans le domaine de l'énergie.
https://www.latribune.fr/climat/energie-environnement/la-france-produit-trop-d-electricite-au-risque-de-faire-sauter-le-reseau-1022905.html
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Ça va être de ma faute avec mes 6kWc de solaire en autoconso et revente du surplus! ;D
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Je peux rajouter que quand le soleil brille, c'est un peu partout en Europe, et en particulier en Allemagne qui a de grosses capacités solaires. Donc ce n'est pas le moment où on peut exporter le plus chez nos voisins...
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C'est con, si seulement on pouvais stimuler sur la demande en...baisant le prix de vente aux consommateurs. >:(
C'est hallucinant cette dystopie dans laquelle on vit. La majorité du pays se croit dans une dictature ultra capitaliste quand en réalité on a viré dans un socialisme étatique tel qu'on dépasse le niveau de stupidité de l'URSS. Si quelqu'un trouve l'explication qu'on va nous sortir pour justifier l'absence de baisse de prix je suis preneur, ça va être collector.
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Achat à 0.20€/kW.h et revente à 0.10€/kW.h.
Chercher l'erreur...
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Et après, on nous demande de faire des économies d'électricité sur nos factures. ::)
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C'est con, si seulement on pouvais stimuler sur la demande en...baisant le prix de vente aux consommateurs. >:(
Bah justement, les heures creuses doivent être déplacées en journée.
À terme, 90 % des utilisateurs, soit 13,1 millions de personnes, pourront profiter d’un prix du kWh moins cher certaines heures de la journée et de la nuit.
Le principe est de déplacer certaines heures creuses de la nuit, celles qui sont le moins utilisées, entre 11h et 17h en journée. Ces plages horaires correspondent aux pics de production d’énergie solaire.
https://www.hellowatt.fr/blog/evolution-heures-pleines-heures-creuses/
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Un autre article de France Info indique que la France doit payer ses voisins pour qu'ils acceptent son électricité aux heures de pointe de production du solaire. En effet, arrêter les centrales solaires coûte cher, car leurs contrats, pour encourager les énergies renouvelables, prévoient qu'elles soient payées même en cas d'arrêt. Il y a en effet une obligation d'achat les concernant.
La France produit plus d'électricité qu'elle n'en consomme, obligeant les producteurs à payer pour exporter leur surplus
Ce surplus d'électricité coûte cher aux producteurs, car ils n'ont pas de solution pour le stocker. Ils doivent donc s'en débarrasser rapidement.
Radio France - Publié le 17/04/2025 07:43
La France produit actuellement plus d'électricité qu'elle n'en consomme, obligeant les producteurs à payer pour exporter leur surplus, a appris France Inter, jeudi 17 avril, auprès du gestionnaire du réseau de transport d'électricité RTE, confirmant une information du journal La Tribune. Alors qu'en 2022, lors de crise énergétique, RTE avait lancé une "alerte rouge", appelant les Français à la sobriété, tout comme le gouvernement en place à cette période, la tendance s'est complètement inversée. Déjà en 2024, 88,3 térawattheure avaient dû être exportés faute d'être utilisés, l'électricité ne pouvant être stockée.
Pourquoi cette situation de surproduction ? Les Français semblent avoir intégré la notion de "sobriété énergétique" et utilisent moins d'électricité depuis deux ans. Dans le même temps, la production des énergies renouvelables a augmenté avec un pic entre midi et 16h, notamment pour le solaire.
Or, cette surproduction d'électricité coûte cher car les producteurs doivent s'en débarrasser très vite, et quand l'offre est supérieure à la demande, les prix deviennent négatifs. Les producteurs doivent en quelque sorte "payer pour vendre" leur électricité, ou en tout cas payer pour l'écouler sur le réseau. La commission de régulation de l'énergie estime que les producteurs ont perdu 80 millions d'euros l'an dernier.
Réformer les heures pleines et les heures creuses
Depuis plusieurs semaines, cette situation s'intensifie encore, poussant RTE à écrire, vendredi, aux producteurs et fournisseurs d'électricité, pour leur faire savoir que le réseau est "actuellement confronté à une situation extrêmement tendue" en raison d'une production d'électricité trop forte par rapport à la demande.
Pour éviter d'atteindre la surproduction, RTE peut forcer l'arrêt de la production des énergies renouvelables, en stoppant les éoliennes en fonctionnement. C'est arrivé 13 fois depuis début mars. La commission de régulation de l'énergie pense aussi réformer les heures pleines et heures creuses. Les heures creuses interviendraient l'après-midi (plutôt que la nuit), pour inciter la consommation lorsque l'énergie renouvelable est au pic de sa production.
https://www.francetvinfo.fr/environnement/energie/la-france-produit-plus-d-electricite-qu-elle-n-en-consomme-obligeant-les-producteurs-a-payer-pour-exporter-leur-surplus_7194483.html
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Pour l'obligation d'achat, voir par exemple le site photovoltaique.info :
Règlementation photovoltaïque
Arrêté tarifaire du 6 OCTOBRE 2021 dit "S21"
Attention, certaines de ces informations ont pu évoluer, par l' arrêté modificatif du 26 mars 2025 . Cette page sera mise à jour dans les prochains jours.
L'arrêté tarifaire du 6 octobre 2021, applicable en France métropolitaine continentale à compter du 9 octobre 2021, fixe les conditions d'éligibilité pour que les installations photovoltaïques puissent bénéficier de l'obligation d'achat. L'arrêté tarifaire initial a été modifié à cinq reprises, par l'arrêté du 28 juillet 2022 , l'arrêté du 8 février 2023, l' arrêté du 4 juillet 2023 , l' arrêté du 22 décembre 2023 et l' arrêté du 5 mars 2024 .
Les principales conditions d'éligibilité sont :
vente avec injection de la totalité ou du surplus (autoconsommation individuelle ou collective) ;
puissance ≤500 kWc ;
implantation sur bâtiment, hangar ou ombrière (inclut les serres agricoles, les préaux, l'utilisation pour loger les animaux, l'utilisation pour abriter des animaux dans un lieu clos)
obligation de qualification ou certification professionnelle de l'installateur ;
bilan carbone inférieur à 550 kg eqCO2/kWc pour les installations supérieures à 100 kWc (Evaluation Carbone Simplifiée réalisée par un organisme certificateur accrédité : Certisolis est le seul en France)
Des attestations, prouvant le respect entre autres de ces conditions, devront être fournies :
https://www.photovoltaique.info/fr/tarifs-dachat-et-autoconsommation/tarifs-dachat/arrete-tarifaire-en-vigueur/conditions-dapplication/
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Bah justement, les heures creuses doivent être déplacées en journée.
C'est effectivement la solution. La CRE et ENEDIS ont trainé le pied pendant des années pour effectuer ce changement. Ils réfléchissent aussi à des heures creuses dynamiques, mais des bruits de couloir que j'en ai, le concept est difficile à faire comprendre au législateur.
C'est con, si seulement on pouvais stimuler sur la demande en...baisant le prix de vente aux consommateurs. >:(
Il faudrait te vendre de l'énergie moins cher quand on en a, dynamiquement, et plus cher quand on en a pas. Es-tu prêt à décaler tes consommations la journée et les réduire en soirée pour payer moins cher? C'est effectivement la solution, et tu peux le faire dès aujourd'hui, sans que tes contrats ne soient changés. Si cela devient une habitude dans la population, les incidences de prix négatifs se feront bien plus rares.
Si quelqu'un trouve l'explication qu'on va nous sortir pour justifier l'absence de baisse de prix je suis preneur, ça va être collector.
Tu proposes que le consommateur soit exposé aux variations du prix du marché. Il me semble que c'est ce que fait (ou faisait) Octopus Energy au Royaume Uni.
En France, c'est interdit par le code de l'énergie, si je ne m'abuse.
Aurais-tu accepté de payer 600-800 euros/MWh début 2022, voire plus lors des heures de pointe ? Avoir un tarif fixe à l'année a aussi un avantage : le consommateur est protégé des grosses variations de prix.
Note que je ne suis pas pour une ou l'autre option, c'est juste que je trouve que politiser le débat en parlant de dictature capitaliste vs URSS est un peu... simpliste.
Je suis par contre totalement pour la flexibilité des consommations car c'est bien cela qui va stabiliser l'équilibre offre demande.
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De toutes façons, le marché est suffisamment vaste pour avoir
- des contrats régulés par l'Etat
- des contrats à tarif fixes
- des contrats à tarifs variables qui peuvent aller de variations journalières à des variations par pas de temps de 15min par ex.
- des contrats mixes (qui mélangent AREHN et tarif de marché 15min par ex, en gros, le pro il épuise son quota d'arehn quand le prix est très haut, et après il est en marché, mais sans protection).
- etc
Donc chacun devrait y trouver son bonheur chez le fournisseur de son choix.
MAIS MAIS MAIS
Les gens doivent aussi bien garder à l'esprit que les fournisseurs ont aussi le choix de vous garder... ou vous dégager avec une lettre de résiliation :)
Et ça, bcp ont du mal à le comprendre, en particulier quand on a de l'élec pas cher, quel hasard hein.
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- des contrats à tarifs variables qui peuvent aller de variations journalières à des variations par pas de temps de 15min par ex.
Je viens de vérifier car je disais hier que le cadre réglementaire des offres à tarification dynamique était très rigide. Un fournisseur peut fournir un contrat à tarification dynamique :
- au pas horaire au plus court (donc 15min exclu),
- avec tarifs annoncés la veille, donc figés dans la journée et pas réellement "dynamiques". Ca peut certes aider pour flexibiliser la demande, mais ce n'est pas temps réel.
- avec un plafond de tarification à 2x le TRV sur le mois (si j'ai bien suivi). Donc le consommateur est relativement bien protégé des grosses volatilités du marché.
Sont exclues les offres à "pointe mobile", qui permettent de limiter au maximum la tension sur le système.
https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Deliberations/import/210520_2021-135_Offres_tarification_dynamique.pdf
De son propre aveu, la CRE
rappelle que ces offres à tarification dynamique n’ont pas vocation à se développer massivement puisqu’elles sont destinées aux consommateurs les plus flexibles. En revanche, l’existence de ce type d’offres sur le marché est utile pour l’innovation à moyen et long terme, car elles ouvrent la voie au développement d’interfaces de suivi et de pilotage intelligent de la consommation ainsi qu’à la valorisation de la flexibilité infra-journalière qui sont des éléments indispensables, notamment pour accompagner le déploiement du parc de véhicules électriques.
Quand on regarde les specs de la TIC d'ENEDIS (signal numérique émis par Linky sur le port à disposition du client), il y a de quoi faire pour flexibiliser dynamiquement les charges (3 bits de pointe mobile et 7 bits de relais "virtuels", par exemple.
Il y a aussi les infos TEMPO, mais ce n'est pas prévu pour autre chose à priori.
Dommage que le compteur n'émette pas le signal écowatt, par exemple. Ca permettrait d'automatiser la flexibilité en coupant ou diminuant la puissance appelée par un chargeur de voiture, par exemple. ou en réduisant la consigne d'une pompe à chaleur.
Optix, sais-tu si en tant que régie vous avez le contrôle d'une partie des infos véhiculée par la TIC ? Si vous avez déployé Linky, d'ailleurs, ce qui n'est pas le cas pour toutes les régies.
Les gens doivent aussi bien garder à l'esprit que les fournisseurs ont aussi le choix de vous garder... ou vous dégager avec une lettre de résiliation :)
Et ça, bcp ont du mal à le comprendre, en particulier quand on a de l'élec pas cher, quel hasard hein.
Oui, c'est clair. Je vois venir les clients qui tentent d'être en HP/HC en hiver et sur une offre variable en été.
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Il faudrait te vendre de l'énergie moins cher quand on en a, dynamiquement, et plus cher quand on en a pas. Es-tu prêt à décaler tes consommations la journée et les réduire en soirée pour payer moins cher? C'est effectivement la solution, et tu peux le faire dès aujourd'hui, sans que tes contrats ne soient changés. Si cela devient une habitude dans la population, les incidences de prix négatifs se feront bien plus rares.
Un petit coup de domotique pour lancer automatiquement les machine à laver, lave vaisselle et chauffage quand il y a du soleil sur la maison et c'est plié. :)
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Bonjour,
je lis sans intervenir depuis pas mal de temps.
quelques réflexions:
1/ les offres TEMPO (ou plus généralement HP/HC) ne sont pas suffisamment incitatives.
je suis passé à TEMPO. Sans changer mes habitudes de consommation, j'avais déjà 30% d'économies. je suis à plus de 50% en faisant quelques efforts (sans non plus être drastique, ça pourrait être plus)
faires 30% d'économies sans faire attention, ça n'incite pas à consommer au bon moment (au contraire je dirais)
2/ tempo HP rouge était à 75ctsHT le KWh jusqu'au 31/01/25, donc 750€ le MWh.
proche du tarif de marché de début 2022. personne n'a hurlé au scandale vu que c'était dans le contrat.
tempo HC bleu est aujourd'hui a 12.88ctsHT le KWh. bien plus cher que le prix du marché aux heures ou la production est excédentaire.
pourquoi est-ce aussi cher ? ça n'incite pas vraiment à décaler en HC la consommation (les HP bleues sont à 15.52ctsHT/KWh, moins de 3cts de différence)
3/ ma pompe a chaleur et mon chauffe eau thermo dynamique neufs n'ont pas d'entrée HP/HC !
heureusement, je peux programmer le déclenchement en HC, mais ils sont de fait incompatibles avec les HC dynamiques.
ça fait un peu mal pour des trucs avec une facture à 5 chiffres.....
4/ pour ceux qui sont en tarif HP/HC, vous avez intérêt à consommer beaucoup en HC pour que ce soit rentable.
les HP sont plus chères, les HC un peu moins et l'abonnement augmente. dans les faits, avant de compenser les hausses, il faut pas mal de KW en HC qui ne durent qu'1/3 de la journée, et pas forcement au moment ou on a besoin de l'électricité. encore une fois, ce n'est pas suffisamment incitatif.
tout ça pour dire que c'est pas prêt d'évoluer ;)
les heures creuses dynamique c'est pas pour demain.
un dernier pour la route qui est lié de loin:
5/ en pleine journée, j'ai parfois la tension secteur qui monte à 280V (je suis entouré de panneaux solaires et d'éoliennes, si c'est pas consommé, la tension monte). les onduleurs se mettent régulièrement en protection.
heureusement, je n'ai pas de matériel "sensible" ou alors il est ondulé.
vous croyez que Enedis va me rembourser le jour ou un truc crame ? (spoiler: NON)
pourtant ils sont parfaitement "au courant" (taboum tissss, oui mauvais jeu de mot)
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C'est un peu comme les prix pas cher de la SNCF : Cela dépend du comportement des autres et on ne paie pas le même prix pour le même service.
Une des raisons qui me font bouder le train pour les vacances.
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2/ tempo HP rouge était à 75ctsHT le KWh jusqu'au 31/01/25, donc 750€ le MWh.
proche du tarif de marché de début 2022. personne n'a hurlé au scandale vu que c'était dans le contrat.
tempo HC bleu est aujourd'hui a 12.88ctsHT le KWh. bien plus cher que le prix du marché aux heures ou la production est excédentaire.
pourquoi est-ce aussi cher ? ça n'incite pas vraiment à décaler en HC la consommation (les HP bleues sont à 15.52ctsHT/KWh, moins de 3cts de différence)
Car l'infrastructure a une part importante de coûts fixes qu'il faut payer peu importe l'équilibre offre-demande (entretien du réseau, des centrales notamment nucléaires, mais aussi des centrales à gaz utilisées à la pointe et celles au charbon utilisées en dernier recours, qu'il faut payer à l'année même si elles sont arrêtées pour qu'elles restent viables économiquement).
Le signal de prix associé n'est que cela : un signal de prix destiné au consommateur pour moduler les consommations. Le coût de déploiement, d'entretien et de fonctionnement de l'infra est toujours un centre coût, il ne devient jamais négatif.
À revenus équivalents, si EDF baissait le tarif du kWh tempo bleu, l'augmentation correspondante des kWh blancs et rouges serait si importante que les clients seraient soit dans la rue, soit sur d'autres contrats.
3/ ma pompe a chaleur et mon chauffe eau thermo dynamique neufs n'ont pas d'entrée HP/HC !
heureusement, je peux programmer le déclenchement en HC, mais ils sont de fait incompatibles avec les HC dynamiques.
ça fait un peu mal pour des trucs avec une facture à 5 chiffres.....
Es-tu sur qu'elle n'en a pas? La mienne a des entrées tout ou rien "génériques" que tu peux associer à des fonctions différentes, dont une info de tarif élevé. Mais les installateurs ne savent pas comment faire/ne s’embêtent pas avec cela, donc ne configurent pas.
les heures creuses dynamique c'est pas pour demain.
En intraday, c'est sûr que non (exclu par la CRE). Mais à J+1 ca existe aujourd'hui, justement.
un dernier pour la route qui est lié de loin:
5/ en pleine journée, j'ai parfois la tension secteur qui monte à 280V (je suis entouré de panneaux solaires et d'éoliennes, si c'est pas consommé, la tension monte). les onduleurs se mettent régulièrement en protection.
As-tu contacté ENEDIS ? C'est *largement* hors spec (230V +-10%, soit 207-253V), ca m'étonnerait qu'ils s'en foutent et les dégats causés sont probablement massifs.
Si la production n'est pas consommée mais que le réseau est correctement dimensionné, la fréquence doit monter, pas la tension (le réseau doit avoir une impédance très faible). Si le réseau n'est pas assez bien dimensionné, ENEDIS doit effectuer les travaux nécessaires pour le renforcer.
Les onduleurs ont également des protections sur les niveaux de tensions et de fréquence, et doivent réduire graduellement la puissance injectée au dessus de 50.2Hz jusqu'à stopper totalement à 52Hz.
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Car l'infrastructure a une part importante de coûts fixes qu'il faut payer peu importe l'équilibre offre-demande (entretien du réseau, des centrales notamment nucléaires, mais aussi des centrales à gaz utilisées à la pointe et celles au charbon utilisées en dernier recours, qu'il faut payer à l'année même si elles sont arrêtées pour qu'elles restent viables économiquement).
Le signal de prix associé n'est que cela : un signal de prix destiné au consommateur pour moduler les consommations. Le coût de déploiement, d'entretien et de fonctionnement de l'infra est toujours un centre coût, il ne devient jamais négatif.
la taxe d'acheminement (TURPE) est a part. je suis d'accord sur le cout d'entretien des centrales, mais pas sur le fait que ça représente la majeure partie du prix du KWh
j'ai pas retrouvé les docs "officielles" mais on en est très loin.
À revenus équivalents, si EDF baissait le tarif du kWh tempo bleu, l'augmentation correspondante des kWh blancs et rouges serait si importante que les clients seraient soit dans la rue, soit sur d'autres contrats.
c'est justement le problème. ça n'incite pas à reporter sa consommation.
Es-tu sur qu'elle n'en a pas? La mienne a des entrées tout ou rien "génériques" que tu peux associer à des fonctions différentes, dont une info de tarif élevé. Mais les installateurs ne savent pas comment faire/ne s’embêtent pas avec cela, donc ne configurent pas.
certain. aucune mention dans la doc et aucune "entrée" autre que l'alimentation.
sur le chauffe eau, ya juste une prise "debug" sur la carte mère qui est inaccessible une fois la carcasse remontée
sur la PAC, vu que c'est du multisplit, ya rien au niveau du compresseur. c'est les splits qui commandent, donc impossible de "centraliser" l'info HP/HC
As-tu contacté ENEDIS ? C'est *largement* hors spec (230V +-10%, soit 207-253V), ca m'étonnerait qu'ils s'en foutent et les dégats causés sont probablement massifs.
Si la production n'est pas consommée mais que le réseau est correctement dimensionné, la fréquence doit monter, pas la tension (le réseau doit avoir une impédance très faible). Si le réseau n'est pas assez bien dimensionné, ENEDIS doit effectuer les travaux nécessaires pour le renforcer.
ENEDIS l'a même constaté quand ils sont venus poser linky
de l'aveux du mec, vu que ce n'est pas constant, ça sera à moi de prouver qu'il y a eu une surtension au moment ou l'appareil a grillé.
si toute la rue crame en même temps, oui, ça passera pt 'être mieux.
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Optix, sais-tu si en tant que régie vous avez le contrôle d'une partie des infos véhiculée par la TIC ? Si vous avez déployé Linky, d'ailleurs, ce qui n'est pas le cas pour toutes les régies.en été.
Les compteurs communiquants chez les particuliers commencent à être posés, pour répondre aux obligations européennes.
Mais pour l'instant, on ne fait que de la télérelève dessus.
Les entreprises sont déjà toutes télérelevées depuis longtemps (en fibre, car payer du CPL ou de la SIM ça coûte cher ^^).
un dernier pour la route qui est lié de loin:
5/ en pleine journée, j'ai parfois la tension secteur qui monte à 280V (je suis entouré de panneaux solaires et d'éoliennes, si c'est pas consommé, la tension monte). les onduleurs se mettent régulièrement en protection.
heureusement, je n'ai pas de matériel "sensible" ou alors il est ondulé.
vous croyez que Enedis va me rembourser le jour ou un truc crame ? (spoiler: NON)
pourtant ils sont parfaitement "au courant" (taboum tissss, oui mauvais jeu de mot)
Plutôt que de faire les questions et les réponses, au contraire, SI :)
Quand tu as un dommage chez toi d'origine électrique, il faut toujours passer par ton assureur pour ouvrir un sinistre.
Ton assureur va se retourner contre Enedis. Selon le contrat, il peut t'avancer le remplacement.
Et effectivement, en tant que gestionnaire de réseau, les assureurs viennent souvent nous voir pour obtenir remboursement.
Même si certains dispositifs peuvent nous incrimer, ça nous permet aussi de dénoncer les faux sinistres et les escroqueries à l'assurance (car oui, ça se développe bien, des gens qui veulent une nouvelle TV sans payer...).
Faut aussi avoir à l'esprit que rembourser du matériel c'est toujours préférable que du remboursement de soins qui tape le million d'euros (pour ça qu'on rajoute toujours la mention "on considère vos installs sous tension" quand les collègues bossent, pas qu'un gus en profite pour faire des travaux en même temps que nous, et dès qu'on allume, lui... il s'éteint :( )
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Les entreprises sont déjà toutes télérelevées depuis longtemps (en fibre, car payer du CPL ou de la SIM ça coûte cher ^^).
Déployer de la fibre (et les éléments actifs qui vont au bout) est moins cher que des concentrateurs CPL?
Ton assureur va se retourner contre Enedis. Selon le contrat, il peut t'avancer le remplacement.
Surtout que la fourniture d'une tension de 230V +-10% est une obligation légale pour le GRD (code de l'énergie), donc tenir ce dernier responsable des dommages causés par des excursions fréquentes à 280V devrait être assez facile.
Linky doit normalement remonter des alertes en dehors de ces plages. Donc je suppose qu'ENEDIS est au courant et que leur supervision s'allume comme un sapin de noel quand ca se produit.
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... tenir ce dernier responsable des dommages causés par des excursions fréquentes à 280V devrait être assez facile.
...
Si le fournisseur en convient. Sinon il faudra faire faire un constat de mesure par une entreprise certifiée, avec appareils étalonnés.
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juste au cas ou vous ne l'auriez pas lu ;)
ENEDIS l'a même constaté quand ils sont venus poser linky
de l'aveux du mec, vu que ce n'est pas constant, ça sera à moi de prouver qu'il y a eu une surtension au moment ou l'appareil a grillé.
si toute la rue crame en même temps, oui, ça passera pt 'être mieux.
+1 avec F6FLT, c'est impossible à notre niveau de le faire.
et une fois que c'est passé.....
surtout que ce n'est pas constamment à 280 (heureusement), ça oscille entre 250 et 265, avec des pics qui peuvent durer quelques secondes au dessus, jusqu'à 280 (c'est le max que j'ai pu voir jusque la. 260, c'est régulier les jours de grand soleil ou de vent soutenu)
aujourd'hui ya pas de vent et c'est gris, je suis autour de 250 (donc déjà en "haut" de la tolérance)
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Comme il fallait s'y attendre, retour des prix de gros négatif aujourd'hui, un dimanche plutôt ensoleillé, voir ci-dessous, à13h (puis à 20h). -266€/MWh en Belgique, -190€ aux Pays-Bas, -130€ en Allemagne, -18€ en France...
Il y a un gros débat actuellement à l'assemblée nationale sur la Programmation Pluriannuelle de l'Energie (PPE), en particulier sur l’augmentation prévue de la production d'énergie solaire (x4 prévu), d'éolien terrestre (x2), et de déploiement massif d'éolien offshore. Cela porterait la capacité de ces moyens de production intermittents de 458 TWh à une fourchette entre 666 à 768 TWh d'ici 2035, avec 40% de capacités intermittentes, ce qui a toutes les chances d 'aggraver le phénomène, surtout que ces mêmes prévisions de croissance de capacités est programmée dans les autres pays d'Europe (et en particulier l'Allemagne. Et ce alors que la consommation d'électricité n'augmente pas, contrairement aux prévisions.
Voir par exemple cet article du Figaro :
La France a-t-elle besoin d’autant de panneaux solaires et d’éoliennes?
Par Bertille Bayart - Publié le 27 avril 2025 à 15h40, mis à jour le 27 avril 2025 à 18h00
DÉCRYPTAGE - Le débat sur la PPE relance la controverse entre les partisans des renouvelables et du nucléaire.
Que dit le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) qui enflamme le débat politique ? Le texte couvre la période 2025-2035, en deux étapes. À l’horizon de dix ans, son ambition essentielle est de réduire la part fossile de notre consommation d’énergie de 60 % (chiffre 2022) à 42 % en 2035, tout en abaissant la consommation globale d’énergie.
Ce n’est pas le seul levier, mais l’essentiel de la polémique porte sur l’électricité. À horizon 2035, le gouvernement envisage de doubler les capacités d’éolien terrestre, de quadrupler les capacités solaires, et de déployer des capacités massives d’éolien en mer. L’hydroélectricité devrait également être davantage mise à contribution et la production du parc nucléaire existant améliorée pour revenir à ses meilleures performances historiques. Le tout porterait de 458 térawattheures (TWh) à une capacité de 666 à 768 TWh la production d’électricité décarbonée en 2035. La mise en service des EPR 2 interviendra à partir de 2038, au-delà de la période couverte par la PPE.
«L’aiguille ne bouge pas»
Aura-t-on besoin d’autant d’électricité ? Cela suppose une électrification des usages - industrie, chauffage, transports y compris automobile, etc. « L’aiguille ne bouge pas », a constaté la semaine dernière au Sénat le PDG d’EDF sur le départ, Luc Rémont. « Depuis 2017, la consommation électrique diminue globalement, passant de 480 à 449 TWh en 2024, en contradiction avec les prévisions », écrit l’Académie des sciences.
Conçue en pleine période de panique face au risque de pénurie et d’enthousiasme en faveur de l’électrification, la PPE est-elle frappée d’obsolescence avant même d’être publiée ? Le gouvernement a déjà corrigé quelques objectifs, et rabattu la voilure pour les petites installations solaires. Mais le projet publié début mars suscite encore de vives critiques.
Il « entraînerait des surcapacités considérables, coûteuses et inutiles, générant un excédent d’offre par rapport à la demande dépassant les 100 TWh, et un taux excessif de production d’électricité non pilotable proche de 40 % », décrit l’Académie des sciences. « Le dossier à l’appui du projet de décret nous apparaît souvent incohérent en termes de chiffrages, insuffisamment documenté (…), indigent sur le chiffrage économique », ont écrit 160 sénateurs de la droite et du centre en mars.
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https://www.lefigaro.fr/societes/la-france-a-t-elle-besoin-d-autant-de-panneaux-solaires-et-d-eoliennes-20250427
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Question : EDF perdrait-il moins à inciter le plus de consommation possible durant ces pics de surproduction ? Vendre l'électricité aux particuliers au rabais reviendrait-il à perdre moins d'argent comparé à payer pour délester vers l'étranger ?
Avec les compteurs Linky, y a le matériel nécessaire pour envoyer un signal qui lancerait la recharge de véhicules électriques branchés à ce moment-là lors de pics de surproduction, non ?
Si on pouvait trouver 100 000 voitures et les recharger durant ces moments-là, même pour un prix au kWh de, disons, 5 centimes, ça serait déjà ça de gagné...
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Il y a le fait qu'il est d'ores et déjà prévu de faire des heures creuses en milieu de journée, pour inciter à consommer à ce moment là.
Pour l'histoire des voitures électriques et des compteurs linky, je suis moins convaincu. A ces heures là, les voitures ne sont souvent pas à la maison, mais au travail. La recharge se fait plutôt en soirée et la nuit, là où justement le solaire ne produit plus.
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A ces heures là, les voitures ne sont souvent pas à la maison, mais au travail. La recharge se fait plutôt en soirée et la nuit, là où justement le solaire ne produit plus.
On parlait justement d'un dimanche ensoleillé, c'est pour ça :)
Après, il y a aussi certaines entreprises qui investissent pour des bornes de recharges pour leurs employés... mais je crois que ça reste anecdotique pour l'instant, et ça risque de le rester à cause de cette décision : https://www.frandroid.com/survoltes/voitures-electriques/2415596_fin-de-la-recharge-gratuite-en-entreprise-lurssaf-va-changer-les-regles
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Bah non, en Février dernier, la gouvernement a annoncé le prolongement de l'avantage fiscal jusqu'un 2027 :
Recharger sa voiture électrique au travail : ce cadeau fiscal sera maintenu jusqu'en 2027
Par Florent FERRIEREPublié le 27 février 2025
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Le bulletin officiel de la sécurité sociale indique ainsi, dans un langage très administratif : « Les modalités dérogatoires de calcul de la prise en compte dans l’assiette de cotisations sociales de l’avantage en nature que constitue la mise à disposition d’un véhicule fonctionnant exclusivement au moyen de l’énergie électrique, qui prennent fin au 31 décembre 2024, seront prolongées par le Gouvernement qui prévoit la publication d’un arrêté courant janvier sur ce sujet. Cette prolongation concerne également le régime applicable aux bornes électriques ».
La promesse faite par ce bulletin officiel est validée par un arrêté publié le 25 février 2025 au Journal Officiel. Celui-ci apporte même une autre bonne nouvelle : ces avantages sont prolongés jusqu’au 31 décembre 2027.
https://www.automobile-propre.com/articles/recharger-sa-voiture-electrique-au-travail-ce-cadeau-fiscal-sera-maintenu-en-2025/
Mais bon, si le gouvernement de permet de faire ce cadeau fiscal en ce moment, c'est que c'est anecdotique...
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J'ai de plus en plus de gens dans mon entourage qui prennent des batteries, ca ne coute pas cher et meme encore moins si on achete directement les cellules lifepo4, meme si du coup il faut etre un peu bricoleur.
En gros pour 2000 balles tu peux te faire ta batterie 15kwh.
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Il y a le fait qu'il est d'ores et déjà prévu de faire des heures creuses en milieu de journée, pour inciter à consommer à ce moment là.
Pour l'histoire des voitures électriques et des compteurs linky, je suis moins convaincu. A ces heures là, les voitures ne sont souvent pas à la maison, mais au travail. La recharge se fait plutôt en soirée et la nuit, là où justement le solaire ne produit plus.
Oui, avec une pompe à chaleur, c'est judicieux de faire chauffer l'après midi pour la soirée parce que meilleur COP et heure creuse ou production solaire perso.
Pour la recharge de la bagnole l'après midi, c'est faisable avec deux voitures qui alternent.
Oui, j'aime ma voiture...
J'ai de plus en plus de gens dans mon entourage qui prennent des batteries, ca ne coute pas cher et meme encore moins si on achete directement les cellules lifepo4, meme si du coup il faut etre un peu bricoleur.
En gros pour 2000 balles tu peux te faire ta batterie 15kwh.
Trois fois plus cher si clef en main : https://wsolar.shop/fr/batterie-enphase-iq-3t-35kwh?gQT=1
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Trois fois plus cher si clef en main : https://wsolar.shop/fr/batterie-enphase-iq-3t-35kwh?gQT=1
https://tezepower.com/products/tezepower-51.2v-300ah-15kwh-lifepo4-battery
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Question : EDF perdrait-il moins à inciter le plus de consommation possible durant ces pics de surproduction ? Vendre l'électricité aux particuliers au rabais reviendrait-il à perdre moins d'argent comparé à payer pour délester vers l'étranger ?
Si les producteurs (note: EDF n'est que l'un d'entre eux, ou plutot plusieurs d'entre eux, mais c'est un détail) doivent payer pour évacuer l'énergie, que ce soit à l'étranger ou pour qu'un gros consommateur la prenne, en effet, il vaut mieux déclencher les ballons d'eau chaude avec des plages d'heures creuses dynamiques...
Il faut voir que les producteurs (possèdent des moyens de prod) sont disjoints des fournisseurs (gèrent la relation client avec des fournisseurs, le marché et les consommateurs). Le seul signal qui les relie est, en simplifiant, le prix sur les marchés de gros.
Un fournisseur a tout intérêt à acheter de l'énergie à très bas prix l'après midi (voir à prix négatif, auquel cas il se fait de l'argent pour acheter cet électricité) si il peut mettre en face les consommations correspondant au volume acheté.
Il leur faudrait donc un moyen de déclencher, à distance, des consommations comme des ballons d'eau chaude, de la recharge de véhicule, ou autre. Comme tu le dis, Linky est prévu pour cela, et il y a tous les signaux nécessaires dans la TIC.
Aujourd'hui, le cadre réglementaire (code de l'énergie) oblige les fournisseurs à annoncer le planning horaire des tarifs 24h a l'avance, et ce tarif doit être le même pour tous les clients sur une même offre (ce dernier point est à vérifier, mais tel que je le comprends, tu ne peux pas par exemple déclencher des heures creuses entre 13h et 14h sur 1/3 de ton parc seulement, si ce parc est sur la même offre contractuelle).
C'est une grosse limitation, mais quand bien même, on n'est pas encore au point où les offres dynamiques sont assez répandues pour faire la différence. TEMPO marche bien pour cela, mais n'est pas dynamique en intra day.
J'ai de plus en plus de gens dans mon entourage qui prennent des batteries, ca ne coute pas cher et meme encore moins si on achete directement les cellules lifepo4, meme si du coup il faut etre un peu bricoleur.
En gros pour 2000 balles tu peux te faire ta batterie 15kwh.
Oui, ca se fait. Ca demande pas mal de compétences, d'expérience et d'entretien, et il y a plus de risques de court circuit/feu que sur une install solaire (simplement lié aux courants de court circuit qui sont négligeables sur un panneau, énormes sur une batterie).
À mon sens, ca va rester marginal pour un bon bout de temps.
Oui, avec une pompe à chaleur, c'est judicieux de faire chauffer l'après midi pour la soirée parce que meilleur COP et heure creuse ou production solaire perso.
C'est bien ca qu'il faut faire: décaler les consommations le plus possible, avant de chercher à stocker l'énergie. Surtout si cette PAC fait l'eau chaude.
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Bah non, en Février dernier, la gouvernement a annoncé le prolongement de l'avantage fiscal jusqu'un 2027 :
[...]
Mais bon, si le gouvernement de permet de faire ce cadeau fiscal en ce moment, c'est que c'est anecdotique...
Si la consommation d'électricité ne part pas à la hausse comme c'était prévu il y a ~5-6 ans, il y a fort à parier que cet avantage va rester en place mais sera limité aux heures solaires. C'est à dire que les chargeurs ne fonctionneront que l'après midi, ou qu'il faudra payer l'énergie le matin.
Cela aurait du sens : inciter à décaler pas mal de consommation éviterait d'avoir à investir dans du stockage d'énergie, ou tout simplement de payer des pénalités aux producteurs quand on les déconnecte car il y a du surplus qu'on ne sait évacuer.
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https://tezepower.com/products/tezepower-51.2v-300ah-15kwh-lifepo4-battery
Ah oui, joli.
Chargé par les panneaux direct en 230V.
Oui, ca se fait. Ca demande pas mal de compétences, d'expérience et d'entretien, et il y a plus de risques de court circuit/feu que sur une install solaire (simplement lié aux courants de court circuit qui sont négligeables sur un panneau, énormes sur une batterie).
À mon sens, ca va rester marginal pour un bon bout de temps.
Si le prix des batteries baissent, ça permet de ne pas consommer le matin et de revendre l'après midi pour le particulier...
C'est bien ca qu'il faut faire: décaler les consommations le plus possible, avant de chercher à stocker l'énergie. Surtout si cette PAC fait l'eau chaude.
Et en plus, la PAC peut chauffer le ballon solaire thermique en parallèle avec les panneaux solaires thermiques! :)
La consommation de bois va baisser...
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Ah oui, joli.
Chargé par les panneaux direct en 230V.
Et ca c'est le truc tout en fait pret a brancher, tu peux aussi commander les cellules + un boitier (ou faire un boitier avec du contreplaqué ;)) et tout montrer soit-meme et gratter encore 500 balles.
Un ami a 4x15kwh de stockage, il charge sa voiture electrique comme ca, objectif 2025 pour lui : virer edf.
Si le prix des batteries baissent, ça permet de ne pas consommer le matin et de revendre l'après midi pour le particulier...
ca va continuer a baisser c'est ineluctable.
Et en plus, la PAC peut chauffer le ballon solaire thermique en parallèle avec les panneaux solaires thermiques! :)
Mon collegue chauffe 12m3 d'eau dans la serre, quand les batteries sont pleines, pour faire masse thermique. Pour l'ete, en rigolant il m'a dit qu'il allait surement devoir mettre une clim dans la serre, car les 12m3 il peut les faire bouillir probablement...
La consommation de bois va baisser...
tant mieux.
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J’ai séparé le sujet sur la panne en espagne ici:
https://lafibre.info/bistro-sujet-libre/280425-panne-delectricite-geante-en-espagne/
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Du coup je l'ai fusionné avec le sujet déjà séparé :
https://lafibre.info/bistro-sujet-libre/28-04-2025-blackout-electrique-en-espagne/
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Aujourd'hui dimanche, dans un long week-end du 8 Mai où la demande est faible, les prix sont tombés à 13h à -250€/MWh en Allemagne, Suisse, Autriche, et même -350€ aux Pays-Bas et -462€ en Belgique. En France, on n'était "qu'à" -72€. Le pic est profond et étroit, en gros 3h...
Il faisait meilleur cet après-midi en Allemagne qu'en Espagne.
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Sur un cas comme celui-ci, on voit clairement comment la péninsule ibérique et l'angleterre pourraient profiter de capas d'interconnexions supplémentaires. Même l'Espagne et le Portugal ne sont pas aussi interconnectés qu'on pourrait le penser, bien que voisins et avec une très longue frontière commune.
Des épisodes de prix négatifs aussi forts que cela peuvent aider à financer des parcs batteries grid scale qui vont absorber l'énergie entre midi et 16h pour la restituer aux pointes et la nuit, en plus de faire du réglage de fréquence (ce qu'on appelle "l'inertie" en ce moment dans la presse, mais en bien plus rapide et plus flexible).
Et bien évidemment, décaler les heures creuses entre 12 et 16h pour faire chauffer des ballons d'eau chaude sera salutaire, car on peut moduler quelques GW de conso facilement. Un chauffe eau résistif, c'est entre 1 et 3.5kW, en fonction de sa taille.
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J'ai du mal à te suivre que des prix négatifs peuvent aider à financer des parcs de batterie. Je suppose que tu veux dire que cela rendrait "rentable" d'installer des batteries.
Mais les coûts du solaire augmenteraient. Et comme dit par ailleurs, comme le solaire est subventionné, et qu'il y a des obligations d'achat d'une partie de la production, les producteurs de solaire sont insensibles aux prix négatifs. Donc pour eux, cet investissement serait une perte.
D'où l'absurdité du subventionnement actuel des énergies renouvelables. Il faut qu'elles soient soumises aux prix du marché pour les faire réagir.
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Ou supprimer le prix du marché...
Subvention pour les particuliers
2000€ de prime d'autoconso pour 6kWc et 7cent/kW.h à la revente.
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Ben voyons...
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J'ai du mal à te suivre que des prix négatifs peuvent aider à financer des parcs de batterie. Je suppose que tu veux dire que cela rendrait "rentable" d'installer des batteries.
Je parle de parcs batteries indépendants des installs solaires. Ils peuvent être couplés, mais pas nécessairement.
Quand les prix tournent autour de -100-300 euros/MWh pendant 2-3h par jour, l'opérateur d'un parc de batteries sera rémunéré pour consommer (charger). Le matin et le soir, aux pointes, ils sont rémunérés si ils produisent (déchargent), souvent à hauteur de 60-100 euros/MWh.
Il y a des effets économiques immédiats :
- cela rend viable l'installation et l'exploitation de grands parcs de batteries,
- cela diminue l'amplitude (et dans une certaine mesure la fréquence) des épisodes de prix négatifs,
- cela diminue également les pics de prix lors des pointes.
Ces installations peuvent également se rémunérer sur le réglage de fréquence vu qu'elles sont pilotables. Contrairement aux centrales fossiles conventionnelles, elles sont symétriques en puissance (peuvent absorber l'énergie lors des épisodes de surfréquence) et leur temps de réaction est extrêmement rapide.
On voit aujourd'hui que le business plan passe, et que de tels projets arrivent à se faire financer en Europe, et même en France, qui a un taux de pénétration d'ENR moins élevé que ses voisins.
Au niveau physique, on stabilise la fréquence et la tension, on peut réagir très vite en cas de déséquilibre important tel que ce qui s'est passé en Espagne, et on évite de faire appel à des centrales à gaz/fioul aux pointes (avec tous les avantages environnementaux et économiques que cela peut avoir).
Mais les coûts du solaire augmenteraient.
Les coûts du solaire n'augmenteraient que si il y avait obligation de déployer du stockage avec les grosses fermes PV, ce qui n'est pas le cas aujourd'hui sur le marché européen.
Et comme dit par ailleurs, comme le solaire est subventionné, et qu'il y a des obligations d'achat d'une partie de la production, les producteurs de solaire sont insensibles aux prix négatifs.
Oui, je pense qu'il va falloir renégocier les contrats OA des plus grosses centrales pour qu'elles acceptes à minima de brider leur production à certains moments.
D'où l'absurdité du subventionnement actuel des énergies renouvelables. Il faut qu'elles soient soumises aux prix du marché pour les faire réagir.
Oui, il faut que les règles du marché soient les mêmes pour tout le monde pour qu'il fonctionne bien, c'est certain.
Les subventions et les contrats OA ont été mis en place à une époque où ces sources d'énergies alternatives étaient au début de leur industrialisation. Avec le développement exponentiel qu'elles ont connues, les prix ont énormément chuté, à tel point que le solaire est, même avec stockage, souvent bien moins cher que le fossile (du fait de l'absence de carburant).
Mais encore une fois, ici, on ne parle que de la production. On pourrait résoudre la moitié des épisodes de prix négatifs, voire plus, en pilotant les charges correctement. On fait l'autruche de ce point de vue là pour une raison que j'ignore.
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Mais encore une fois, ici, on ne parle que de la production. On pourrait résoudre la moitié des épisodes de prix négatifs, voire plus, en pilotant les charges correctement. On fait l'autruche de ce point de vue là pour une raison que j'ignore.
Qui le fait dans le monde ? Il y a peut-être de bonnes raisons ?
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Le pilotage par HP-HC en partie l'après midi va bien se faire non?
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Le pilotage par HP-HC en partie l'après midi va bien se faire non?
En novembre 2025 semble-t-il https://www.edf.fr/entreprises/le-mag/le-mag-entreprises/decryptage-du-marche-de-l-energie/le-deplacement-des-heures-creuses-en-2025-tout-ce-qu-il-faut-savoir
(mais ça ne dit pas comment ça fonctionnera pour les clients disposant d'un tarif Tempo, dont je fais partie)
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Oui, le changement d'horaire des plages HP-HC, c'est prévu. Mais ce dont parlait Simon, c'est plus un pilotage dynamique, en déclenchant par le compteur linky la consommation en fonction de la production (par exemple ballon d'eau chaude). Pour l'instant, Linky ne fait que de la consultation de données pour la facturation et des statistiques d'usage. Le basculer en forçage de consommation pourrait soulever pas mal d'objections des abonnés Alors que déjà, l'adoption des compteurs a été compliquée, le sujet est sensible....
Et de toute façon, une bonne partie de la consommation ne peut pas être déplacée (lumière, chauffage...).
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Et de toute façon, une bonne partie de la consommation ne peut pas être déplacée (lumière, chauffage...).
Euh... :o
Le chauffage électrique c'est justement le truc qui est relativement facile à déplacer, tout en représentant une part énorme de la consommation actuelle.
Décaler la consigne de température d'un seul petit degré dans des centaines de milliers de logements, bureaux, à des moments bien choisi, ça fait une grosse différence au final.
Et encore une fois les modèles météo fonctionnent quand même bien pour prévoir à J-1 la production des énergies intermittentes.
Donc on n'est pas obligé de faire du "temps réel".
Il est évident qu'on ne peut pas déployer massivement ces énergies intermittentes sans travailler sur le pilotage des consommateurs.
Ca sera infiniment plus économique (et écologique) de piloter les consommateurs, plutôt que d'installer l'équivalent en stockage par batteries.
Leon.
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Euh... :o
Le chauffage électrique c'est justement le truc qui est relativement facile à déplacer, tout en représentant une part énorme de la consommation actuelle.
Ah bon, parce que le matin et le soir, quand il fait encore nuit, et même la nuit, en hiver, tu n'as pas besoin de chauffage ? Je n'aimerais pas que l'on me force à baisser la température de mon logement à ces heures là... Sinon, en tout cas quand c'est du chauffage électrique, et d'autres modes de chauffage, tu as un thermostat d'ambiance qui te permet de régler les températures automatiquement que tu règles toi même...
Dans les bureaux, c'est différent, ils sont ouverts en général le jour, mais ils ont besoin quand même de déclencher le chauffage suffisamment longtemps avant l'arrivée des employés pour ce soit un minimum confortable.
Ce qui serait un peu orwellien, c'est que l'on augmente au contraire les températures d'un ou deux degrés, donc le chauffage, te forçant à consommer, parce que justement à ces heures là, il y aurait une surproduction d'électricité...
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Le chauffage électrique c'est justement le truc qui est relativement facile à déplacer, tout en représentant une part énorme de la consommation actuelle.
Décaler la consigne de température d'un seul petit degré dans des centaines de milliers de logements, bureaux, à des moments bien choisi, ça fait une grosse différence au final.
Leon, tu veux aller encore plus loin que le décret 2023-444 (https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000047650450) qui impose des thermostats programmables partout ? (ce que je trouve personnellement absurde et très coûteux, surtout sur mon installation de chauffage central au gaz).
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Ah bon, parce que le matin et le soir, quand il fait encore nuit, et même la nuit, en hiver, tu n'as pas besoin de chauffage ? Je n'aimerais pas que l'on me force à baisser la température de mon logement à ces heures là... Sinon, en tout cas quand c'est du chauffage électrique, et d'autres modes de chauffage, tu as un thermostat d'ambiance qui te permet de régler les températures automatiquement que tu règles toi même...
Mon chauffage électrique ou insert à pellets sont coupés de 20H à 4H du matin, l'isolation c'est pas uniquement pour faire joli sinon il fait trop chaud ;)
régler les températures automatiquement que tu règles toi même
lol
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En novembre 2025 semble-t-il https://www.edf.fr/entreprises/le-mag/le-mag-entreprises/decryptage-du-marche-de-l-energie/le-deplacement-des-heures-creuses-en-2025-tout-ce-qu-il-faut-savoir
(mais ça ne dit pas comment ça fonctionnera pour les clients disposant d'un tarif Tempo, dont je fais partie)
ça ne fonctionnera pas pour les clients disposant d'un tarif Tempo, dont je fais partie aussi.
Si vous avez une offre de fourniture n’impliquant pas d’heures creuses, ou différente de l’option classique « Heures pleines / heures creuses », alors vous n’êtes pas concernés et conserverez le cas
échéant les plages horaires de votre offre de fourniture. C’est par exemple le cas des offres « heures super creuses », « semaine/week-end » ou encore comportant une part d’indexation sur un prix de
marché. De la même manière, les clients ayant choisi l’offre Tempo ne seront pas concernés. En effet, les règles définies par la CRE ne concernent que les heures creuses « classiques » du
gestionnaire de réseau, et les offres de fourniture qui choisissent de s’aligner sur celles-ci.
https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Communiques_de_presse/2025/250206_FAQ_HP-HC.pdf (https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Communiques_de_presse/2025/250206_FAQ_HP-HC.pdf)
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Leon, tu veux aller encore plus loin que le décret 2023-444 (https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000047650450) qui impose des thermostats programmables partout ? (ce que je trouve personnellement absurde et très coûteux, surtout sur mon installation de chauffage central au gaz).
J'ai déjà des têtes thermo mais elles sont un peu vieillissante et je vais donc passer avec des têtes programmable via domotique et locale.
Le confort n'a pas de prix! ;)
Je récupère aussi les info du linky et de ma prod solaire pour chauffer quand c'est gratuit (pour moi).
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Ce qui serait un peu orwellien, c'est que l'on augmente au contraire les températures d'un ou deux degrés, donc le chauffage, te forçant à consommer, parce que justement à ces heures là, il y aurait une surproduction d'électricité...
C'est ce que je fais en profitant de l'inertie de mes murs...
Quand j'étais étudiant, j'avais un chauffage électrique à accumulation qui se chauffait la nuit et qui rendait quand il y avait besoin. Plus cher qu'un grille pain à l'achat mais tellement plus confortable d'utilisation et moins cher.
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Il y a eu un article des échos sur le phénomène des ponts du mois de Mai sur les prix négatifs de l'électricité. On en arrive à des prix moyens négatifs sur l'ensemble d'une journée :
Les ponts de mai font plonger les cours de l'électricité
Les ponts de mai et une production solaire record ont fait plonger les prix de l'électricité en France. Ce déséquilibre, de plus en plus fréquent, met sous pression la filière énergétique.
Par Samir Touzani - Publié le 9 mai 2025 à 18:41Mis à jour le 9 mai 2025 à 19:24
Avec un soleil abondant et une activité au ralenti, les prix de l'électricité française basculent dans le négatif. Pour la première fois depuis juillet 2024, le prix de l'électricité sur le marché de gros tricolore est passé sous la barre symbolique de zéro euro. Selon les données d'Epex Spot, le tarif journalier moyen s'est établi à - 1,05 euro par mégawattheure, plaçant la France au plus bas des grands marchés européens.
A l'origine de cette situation inhabituelle, deux phénomènes se conjuguent : un ensoleillement particulièrement fort et une consommation exceptionnellement basse, liée aux jours fériés du mois de mai. Samedi 10 mai, la production solaire devrait atteindre près de 14 gigawatts selon les prévisions de Bloomberg, proche du record absolu de 18 gigawatts enregistré fin mars. Or, en parallèle, la demande d'électricité chute fortement durant les ponts prolongés du mois de mai, où l'activité industrielle et tertiaire ralentit drastiquement.
Un phénomène en pleine accélération
Ce qui rend cet épisode particulièrement notable, c'est que le tarif négatif concerne le marché « day-ahead », celui sur lequel l'électricité est échangée la veille pour le lendemain. Il ne s'agit donc pas d'un simple prix horaire ponctuel, mais bien d'une moyenne journalière négative, signe d'une pression prolongée sur le réseau.
Les épisodes de prix négatifs, autrefois rares, sont désormais plus fréquents et structurels. Un rapport récent de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), publié fin 2024, met en évidence une forte progression : 102 heures de prix négatifs en 2022 (1,2 % du temps), puis 147 heures en 2023 (1,7 %), pour atteindre 359 heures sur l'ensemble de l'année 2024, soit environ 4,1 % du temps total annuel. La plupart de ces épisodes se concentrent en début d'après-midi et lors des week-ends prolongés, précisément quand la production solaire est au plus haut et la demande au plus bas.
...
L'accélération massive de l'installation de nouvelles capacités solaires (la France prévoit d'ajouter encore 5 gigawatts en 2025 selon Bloomberg) risque de renforcer ces déséquilibres.
Le gouvernement a changé les règles du jeu
Paradoxalement, le système de soutien aux énergies renouvelables aggrave en partie le phénomène. Pour certaines centrales, ce mécanisme qui prévoit un tarif de rachat fixe de l'électricité produite ne contraint pas les installations solaires ou éoliennes à cesser de produire lorsque les prix de marché tombent sous la barre du zéro, ces dernières aggravent donc encore la surabondance d'électricité. Pour limiter ces effets, le gouvernement a changé récemment les règles du jeu.
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/les-ponts-de-mai-font-plonger-les-prix-de-lelectricite-en-territoire-negatif-2164432
Bon, à mon avis; il n'y a pas eu un ensoleillement particulièrement fort pendant ces ponts. C’était plutôt fin Avril, au moment du blackout en Espagne. Mais pas contre, année après année, la capacité de production du solaire est de plus en plus élevée, et produit de plus en plus dès qu'il y a un minimum de soleil (et les journées sont longues en ce moment).
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Qui le fait dans le monde ? Il y a peut-être de bonnes raisons ?
PG&E le fait en Californie, c'est fait au Canada et dans le Nevada par d'autres utilities, soit par le biais d'un thermostat "connecté" qui ajuste la consigne a +0.5/-0.5C en fonction d'un signal, soit par l'ajout d'un récepteur sur l'unité de climatisation qui permet grosso modo de moduler la puissance du compresseur à la baisse.
Le fait d'accepter ce pilotage permet d'obtenir des prix au kWh plus faibles en moyenne.
Avant qu'on ne mentionne Orwell, je tiens à préciser deux choses :
- les humains ne remarquent pas une différence de 0.5C sur la température ambiante (il y a eu des essais en double aveugle, j'ai du mal à retrouver un lien mais si je retrouve, j'editerai mon post),
- ces programmes sont volontaires : les clients ont le choix de prendre l'offre pour bénéficier d'un meilleur tarif au kWh en acceptant le pilotage, ou de ne pas le faire.
Vu la masse thermique des bâtiments et la puissance appelée par la climatisation, surtout dans les zones arides et chaudes comme le Nevada), on obtient une flexibilisation très importante de la conso.
J'ai vu un exemple d'un tel système fonctionner en Californie le soir : l'appel à lever le pied sur la clim était présent pour ~15 minutes par heure max entre 15h et 19h et le ventilateur continuait de tourner. C'était sur une climatisation centrale, donc des splits en intérieur et une seule unité à l'extérieur.
EDIT: l'un des nombreux programmes de pilotage de charges de PG&E, ici pour les particuliers : https://www.pge.com/en/save-energy-and-money/energy-saving-programs/demand-response-programs/smartac.html
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Le chauffage électrique c'est justement le truc qui est relativement facile à déplacer, tout en représentant une part énorme de la consommation actuelle.
Décaler la consigne de température d'un seul petit degré dans des centaines de milliers de logements, bureaux, à des moments bien choisi, ça fait une grosse différence au final.
+1, c'est aujourd'hui ce qui est le plus indolore (imperceptible) et qui fait la plus grosse différence. Quelque chose d'encore plus imperceptible est le contrôle de la production d'eau chaude sanitaire, mais elle consomme proportionnellement moins.
Donc on n'est pas obligé de faire du "temps réel".
Oui, mais si tu as déjà toute l'infra déployée pour pouvoir le faire (et on l'a, justement), il est dommage de ne pas pouvoir activer ces moyens dynamiquement et automatiquement pour stabiliser le système électrique.
Il est évident qu'on ne peut pas déployer massivement ces énergies intermittentes sans travailler sur le pilotage des consommateurs.
Ca sera infiniment plus économique (et écologique) de piloter les consommateurs, plutôt que d'installer l'équivalent en stockage par batteries.
Entièrement d'accord, c'est ce que j'essaye de proposer bien souvent aux clients d'ailleurs : le besoin en stockage et/ou en réserve est très grandement diminué si on peut piloter la charge.
Sur un projet îlien sur lequel j'ai travaillé, en plus d'installer du stockage et du pilotage de la prod, on a fait le nécessaire pour piloter l'osmoseur qui produit de l'eau potable à partir du régulateur qui pilote le système électrique. Il y a un grand réservoir en sortie de cet osmoseur, ce qui fait qu'on a finalement une grosse flexibilité : on allume la machine quand on est en excès d'ENR ou quand la consommation est faible (et donc qu'on peut fonctionner sur un seul groupe électrogène), on l'éteint aux pointes et/ou quand les moyens de prod actuels atteignent leurs limites.
Comme cette machine représente le plus gros consommateur, aussi bien en puissance qu'en énergie, ca fait une vraie différence et on peut installer 2x moins de stockage.
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Si EDF manque d'énergie, je peux lui en vendre un peu... ;)
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On compte sur toi la nuit ;) Il faudra que tu t'équipes de batteries...
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Entièrement d'accord, c'est ce que j'essaye de proposer bien souvent aux clients d'ailleurs : le besoin en stockage et/ou en réserve est très grandement diminué si on peut piloter la charge.
Il y a pas mal d'exemples de charges/consommateurs qu'on pourrait piloter mieux, plus finement, plus systématiquement, en fonction de la production, dans les réseaux qui veulent généraliser les producteurs solaires et éoliens
- chauffage (décalage consigne +/-0.5°C)
- climatisation (idem)
- Lave linge, sèche linge, lave-vaisselle : quand les démarrer, si on peut les reporter
- production de froid dans les chambres froides, les gros frigos/congélateurs. Idem, décalage consigne de 1°C ou moins.
- recharge des véhicules électriques; là on sait déjà ajuster finement, en temps réel
- certains pompages, exemple les grosses pompe de relevage des canaux aux Pays Bas, dont on peut ajuster la puissance, le seuil de déclenchement
- l'osmose inverse dont tu parles
- etc...
Et un complément sur le stockage d'énergie: si dans une application, un système, on peut remplacer un stockage par batteries, par du stockage thermique (stockage par mélange eutectique par exemple), c'est souvent plus rentable à grosse échelle. Plus durable et plus économique que des batteries. C'est valable pour le stockage de chaleur ou de froid. Exemple pour certains réfrigérateurs/congélateurs solaire hors réseau (utilisés en Afrique), certaines climatisations industrielles, les chauffage électriques à inertie dont on a déjà parlé, etc...
Bref, il ne faut pas réfléchir qu'au stockage par batteries, mais aussi au stockage thermique.
Leon.
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Big Brother est en approche. C'est lui qui contrôle quand vous devez consommer ou pas. Je vois tout de suite venir les contestations de factures, où les abonnés devant une grosse facture vont dire que ce n'est pas eux, c'est leur compteur Linky qui a décidé à leur place, et a augmenté la consommation à des heures où il n'en avait pas besoin. Pour susciter la méfiance et l'hostilité envers les compteurs Linky, il n'y a pas mieux.
L’adaptation de la consommation à la production doit se faire de manière incitative, pas contrainte, en adaptant le système HP/HC, pour inciter les consommateurs à consommer au moins cher. Mais en leur gardant leur liberté.
Il ne manquerait plus que vous ayez une personne malade à la maison, qui a froid, et que vous vouliez augmenter la température, et que votre compteur Linky vous en empêche...
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Sinon, aujourd'hui jour de semaine avec du travail, on a encore vu des prix négatifs en milieu de journée. Et particulièrement aux Pays-Bas et en Belgique, -60€/MWh en Belgique à 14h, qui a aussi des réacteurs nucléaires (gérés par EDF), -46€ aux Pays-Bas, qui n'en a pas. Après, en soirée, c'est le gros écart, les Pays-Bas passent à 160€ le MWh à 20h, contre 124 € en Belgique, qui à cette heure là peut compter sur son nucléaire pour faire baisser les prix.
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Big Brother est en approche. C'est lui qui contrôle quand vous devez consommer ou pas. Je vois tout de suite venir les contestations de factures, où les abonnés devant une grosse facture vont dire que ce n'est pas eux, c'est leur compteur Linky qui a décidé à leur place, et a augmenté la consommation à des heures où il n'en avait pas besoin. Pour susciter la méfiance et l'hostilité envers les compteurs Linky, il n'y a pas mieux.
L’adaptation de la consommation à la production doit se faire de manière incitative, pas contrainte, en adaptant le système HP/HC, pour inciter les consommateurs à consommer au moins cher. Mais en leur gardant leur liberté.
Il ne manquerait plus que vous ayez une personne malade à la maison, qui a froid, et que vous vouliez augmenter la température, et que votre compteur Linky vous en empêche...
Il va falloir arrêter de broder, d'inventer, de déformer, de raconter des conneries, Alain. Ca devient nécessaire. (je ne devrais pas m'énerver, je sais bien que tes propos à la con sont écrits pour ça...).
Personne n'a dit qu'on allait couper le chauffage pendant certaines plages horaires. Personne n'a dit qu'on allait empêcher quelqu'un de régler son thermostat de chauffage, contrairement à ce que tu dis.
Et oui, les contrats pour faire ce genre de pilotage de charge/consommation, ce sont bien des incitations, auxquelles le client souscrit de manière volontaire, donc c'est optionnel, non obligatoire.
Il y a bel et bien un marché pour ça!
Ces contrats c'est déjà présent dans les entreprises (grosses puissances). Pour les particuliers, ça reste balbutiant, mais ça prendra certainement de l'ampleur.
Leon.
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Il y a bel et bien un marché pour ça!
Ces contrats c'est déjà présent dans les entreprises (grosses puissances). Pour les particuliers, ça reste balbutiant, mais ça prendra certainement de l'ampleur.
Je vois autour de moi, des contrats Tempo y en a pas mal !
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Avec les compteurs Linky, y a le matériel nécessaire pour envoyer un signal qui lancerait la recharge de véhicules électriques branchés à ce moment-là lors de pics de surproduction, non ?
Désolé, je pensais à ce que disait par exemple maslebled, la consommation pilotée par un signal du compteur linky.
Quand je lis "pilotage", je ne lis pas "incitation", mais plutôt contrainte.
Tout cela pour sauver le solaire, qui malheureusement ne produit pas aux heures de pointe, la matin à 7h, et le soir à 20h. Tu ne rechargeras pas ta voiture électrique en milieu de journée quand elle t'a emmené au travail. Bien sûr, c'est moins vrai pour les parisiens qui y vont en métro.
Et également, il faut bien voir que les voitures électriques sont une minorité, et qu'elles risquent de le rester, vu leur prix. Et que la consommation électrique, au lieu d'augmenter comme c'était envisagé avec l'électrification du parc, et l'installation massive de PAC (très chères aussi), a au contraire baissé d'environ 10% (en y étant incité en 2022, mais ce n'est pas remonté ensuite) depuis 2019.
Et sans compter les projets de constructions de nouvelles lignes THT pour desservir les sites éoliens (39 milliards prévus par RTE d'ici 2040) et solaires, que les particuliers payent sur leurs factures, à travers la taxe TURPE.
On est en train en ce moment de multiplier les sites éoliens et solaires, produisant de manière intermittente à des moments où on n'en a pas besoin, et de toute façon si on déplaçait de façon significative la consommation, c'est le nucléaire qui devrait s'arrêter, alors que c'est avec l'hydraulique, et aussi le gaz, reconnaissons le, nos seules sources pilotables, que l'on conduirait vers l’asphyxie financière, alors que l'on subventionnerait les autres avec l'argent public.
On va dans le mur...
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qui a aussi des réacteurs nucléaires (gérés par EDF)
Non, c'est engie (ex GDF) et non EDF.
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-46€ aux Pays-Bas, qui n'en a pas.
faux, les pays bas ont bien du nucléaire : https://fr.wikipedia.org/wiki/Centrale_nucl%C3%A9aire_de_Borssele
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Quand je lis "pilotage", je ne lis pas "incitation", mais plutôt contrainte.
Donc tu n'as rien compris et tu n'essayes pas de comprendre. C'est triste. Pourtant, on a bien expliqué, Simon et moi et d'autres.
L'utilisateur, le client, le consommateur, est incité financièrement à souscrire à un contrat qui lui permet de faire piloter ce qu'il a lui même choisi de piloter dans son installation (chauffage, chauffe eau, lave linge, charge véhicule électrique), en fonction des contraintes du réseau électrique, ce qui lui permet au final de faire des économies sur sa facture d'électricité.
Est-ce que c'est plus clair comme ça? Les 2 mots "piloter" et "inciter" cohabitent très bien, il n'y a aucune contradiction, contrairement à ce que tu penses.
Et également, il faut bien voir que les voitures électriques sont une minorité, et qu'elles risquent de le rester, vu leur prix.
Les véhicules électriques, c'est aujourd'hui 1.5Millions en France, si on compte les hybrides rechargeables. Même si c'est minoritaire, mais c'est très loin d'être négligeable. Ca représente une portion non négligeable de consommation électrique, qu'on peut faire varier intelligemment.
Imagine, si tu as besoin de recharger seulement 25% de ces véhicules chaque nuit, à une puissance moyenne de 3kW (moyenne charge lente), ça fait ~1GW que tu peux piloter, 1GW c'est quasi 1 tranche de centrale nucléaire, c'est énorme.
Je ne vois pas en quoi le fait que c'est minoritaire en ferait un argument pour dire qu'il serait inutile de les piloter. Beaucoup de particuliers qui ont un véhicule électrique ont aussi un contrat Heures-pleines/creuse ou un contrat tempo. Et on peut faire des trucs plus intelligents, plus incitatif.
Leon.
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Désolé, je pensais à ce que disait par exemple maslebled, la consommation pilotée par un signal du compteur linky.
C'est pas le job du linky, meme si on l'a fait historiquement pour les chauffe-eau de controler les appareil electriques de la maison.
On va clairement vers une variabilité plus importante du prix de l'elec, à l'heure pret. On a tout ce qu'il faut coté technologie pour que les gens puissent piloter eux meme leurs appareils : prises connectées etc.
Quand je lis "pilotage", je ne lis pas "incitation", mais plutôt contrainte.
Ben la 'contrainte' c'est que le prix de l'elec a 19h pourra etre 10 fois superieur de celui de celui de 14h. A toi de voir si ca t'emmerde ou pas. Et si oui ben adapte toi.
Y a pas a forcer les gens a s'adapter a consommer l'elec quand elle vaut rien, il faut juste qu'ils aient la possibilité de le faire simplement. Les prises connectées intelligentes peuvent aider, mais peut-etre que le plus simple (qui emmerde les gens le moins) c'est simplement une batterie de 4 ou 5kw qui se charge quand le prix de l'elec est en dessous de tel seuil (l'utilisateur choisit). Genre ecoflow mais 4 fois moins cher. Et il faut des contrats d'elec avec des prix a l'heure, en temps reel.
Enfin bon, ca revient a facturer les consommateurs, alors que pour moi la logique voudrait qu'on ne t'achete pas ton elec solaire de merde si tu ne peux pas en fournir 24/24 avec un min garantit et un max garantit, a donc toi de te demerder avec des batteries ou autre. A voir. On peut peut-etre avoir les 2 en meme temps, contrats a l'heure pour les clients qui veulent et contrats d'achat capés min/max sur la prod solaire.
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faux, les pays bas ont bien du nucléaire : https://fr.wikipedia.org/wiki/Centrale_nucl%C3%A9aire_de_Borssele
Exact, je n'avais pas vu, mais elle ne produit donc au max que 485 MW, très peu. Et elle date de 1973. D'après ce que je lis elle a encore été prolongée. C'est la seule.
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On peut tout à fait piloter des charges dynamiquement et ajuster la tarification au même moment.
Par exemple, activer un chauffe-eau et/ou une recharge de VE dynamiquement, car c'est bon pour le réseau comme pour le fournisseur d'énergie (prix au MWh très faibles voire négatifs), et passer le client sur un index "super heure creuses" ou même simplement HC.
Je ne pense pas que la CRE accepte que les distributeurs activent des charges et les facture au tarif maximal... par contre, ne pas piloter les charges à court/moyen terme, c'est de facto rendre l'électricité plus chère pour tout le monde.
C'est pas le job du linky, meme si on l'a fait historiquement pour les chauffe-eau de controler les appareil electriques de la maison.
On va clairement vers une variabilité plus importante du prix de l'elec, à l'heure pret. On a tout ce qu'il faut coté technologie pour que les gens puissent piloter eux meme leurs appareils : prises connectées etc.
Et pourtant la TIC est faite pour cela. Il y a 8 flags "relais virtuels" contrôlés par le distributeur qui servent, justement, à piloter des charges ou des groupes de charges... ou faire ce que tu veux. Par exemple, si tu prends 4 de ces bits, tu as 16 niveaux de puissance pour faire varier la puissance appelée par un chargeur VE, plutôt que de faire du tout ou rien. Et il te reste encore 3 bits "virtuels" + le contact sec du Linky.
Piloter soi-même dynamiquement en fonction de signaux provenant du gestionnaire de réseau et/ou du fournisseur d'énergie, ca va pour les technophiles. L'intérêt de la TIC, c'est que les signaux qu'elle envoie changent en même temps que les contrats des utilisateurs et donc s'adaptent automatiquement. Pas besoin de connectivité à Internet, pas besoin d'iphone app, etc.
Il y a une raison pour laquelle le pilotage HP/HC des chauffe eau est tant répandu par rapport à d'autres solutions ad-hoc : c'est industriel, l'utilisateur n'a rien à faire et ca s'adapte tout seul aux déplacement des plages HP/HC, à TEMPO ou que sais-je.
Alors OK, la TIC n'est pas parfaite. Pourquoi n'a-t-on pas la puissance active instantanée ? Pourquoi pas la fréquence ? Pourquoi pas le signal ecowatt ? Ca viendra peut-être plus tard, mais le gros avantage est que c'est piloté par le fournisseur d'énergie.
Et elle le fait de facon sécurisée, par une infra qu'on maîtrise nationalement, contrairement à des prises connectées qui dépendent d'un cloud... qu'on ne connait même pas. Autant ce n'est pas important dans le cas d'une install domotique personnelle, autant si un acteur malveillant peux activer ou désactiver 10GW de conso au niveau du pays, ca le devient vite.
Ben la 'contrainte' c'est que le prix de l'elec a 19h pourra etre 10 fois superieur de celui de celui de 14h. A toi de voir si ca t'emmerde ou pas. Et si oui ben adapte toi.
Y a pas a forcer les gens a s'adapter a consommer l'elec quand elle vaut rien, il faut juste qu'ils aient la possibilité de le faire simplement.
Et la TIC/Linky permet cela. La TIC était déjà présente sur les compteurs électroniques blancs (qui ne communiquent pas avec ENEDIS), et des milliers de délesteurs de chauffage électrique l'utilisent pour permettre au client de payer moins cher, aussi bien l'énergie que la puissance souscrite.
Et ce, entièrement automatiquement, sans avoir à gérer des applis connectées, sans avoir besoin d'une box wifi, etc.
Tu fais partie d'une (petite) partie technophile de la population qui est capable de configurer et de maintenir ce genre de choses. C'est super, je le fais aussi, mais en prenant un peu de recul, on se rend vite compte que dans le cas que tu cites, la majorité des clients... va juste payer son élec 10x plus cher à 19h et se plaindre.
Enfin bon, ca revient a facturer les consommateurs, alors que pour moi la logique voudrait qu'on ne t'achete pas ton elec solaire de merde si tu ne peux pas en fournir 24/24 avec un min garantit et un max garantit, a donc toi de te demerder avec des batteries ou autre. A voir. On peut peut-etre avoir les 2 en meme temps, contrats a l'heure pour les clients qui veulent et contrats d'achat capés min/max sur la prod solaire.
C'est à mon sens assez réducteur, en plus d'être émotionnellement chargé.
Si justement on déploie quelque chose d'industriel qui fait le travail automatiquement pour les clients, sans qu'ils s'en soucient, avec très peu d'installation (et surtout de maintenance, quid des 10 prises connectées qu'il faut reparamétrer quand le client change d'opérateur et que le nom du réseau wifi change? La majorité ne sais même pas qu'elle peut changer le mot de passe...), ca ne se voit pas pour eux, ils payent potentiellement leur élec moins cher et lorsqu'ils changent d'abonnement élec, le pilotage de charge s'adapte tout seul en fonction de la production.
On peut certes s'opposer à la variabilité des ENR intermittentes comme tu le proposes... et s'exposer aux dommages à la santé et à l'environnement, ainsi qu'à la variabilité des prix des énergies fossiles.
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ok ok
mais alors j'ai du mal a voir qu'est ce qui pourrait etre piloté de l'exterieur autre que le chauffe-eau ?
Peut-etre que je ne suis pas fait comme tout le monde mais je me vois mal mettre mon linge dans le lave-linge, fermer la porte, mettre le produit, et 'attendre' que l'exterieur decide de lancer le merdier parce que c'est le bon moment... J'en reviens a mon idée : je prend une petite batterie 3kw a pas cher, je la rempli quand je veux moi (ou je programme en auto : 'quand c'est inferieur à 2 centimes') et je lance mon lave linge quand ca m'arrange moi. Et c'est pareil pour faire cuire un truc au four ;)
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Désolé, je pensais à ce que disait par exemple maslebled, la consommation pilotée par un signal du compteur linky.
Quand je lis "pilotage", je ne lis pas "incitation", mais plutôt contrainte.
Connais-tu des gens qui trouvent que le pilotage HP/HC de leur chauffe eau est une contrainte ?
Tout cela pour sauver le solaire, qui malheureusement ne produit pas aux heures de pointe, la matin à 7h, et le soir à 20h. Tu ne rechargeras pas ta voiture électrique en milieu de journée quand elle t'a emmené au travail.
À moins que tu recharges au travail ?
Même si tu charges la nuit chez toi, il vaut probablement mieux que la puissance soit modulée et que le chargeur ne tire pas le max à la pointe... tant mieux s'il ne se met à charger que vers 10-11h, d'ailleurs.
l'installation massive de PAC (très chères aussi)
Alors OK, j'ai fait mon install moi-même, mais ma PAC m'a coûté ~5k au total, livraison comprise (et c'est francais!). Une chaudière gaz à condensation, c'est ~3-4k à l'achat, non ?
On est en train en ce moment de multiplier les sites éoliens et solaires, produisant de manière intermittente à des moments où on n'en a pas besoin, et de toute façon si on déplaçait de façon significative la consommation, c'est le nucléaire qui devrait s'arrêter, alors que c'est avec l'hydraulique, et aussi le gaz, reconnaissons le, nos seules sources pilotables, que l'on conduirait vers l’asphyxie financière, alors que l'on subventionnerait les autres avec l'argent public.
Le pilotage significatif de la consommation permettrait aux moyens pilotables d'économiser leur combustible, d'investir bien moin en stockage, pour justement aligner la consommation avec les moments de production ENR.
L'hydraulique n'utilise pas de carburant fossible, elle n'est pas asphyxiée par les ENR, et au contraire, elle se rend indispensable par sa propension à stabiliser le système électrique (voir stocker avec les STEP).
Si on doit importer du LNG, les centrales au gaz ne sont probablement pas rentables pour autre chose que les pointes... le carburant est une part importante de leur coût de fonctionnement, contrairement au nucléaire, par exemple. Je ne parle même pas du fioul qui est encore plus cher.
On va d'ailleur vers la subvention des centrales au gaz *pour avoir de la réserve* capable de produire l'équivalent pleine puissance de quelques jours/dizaines de jours par an.
Le nucléaire a un coût fixe d'exploitation élevé, qu'il produise ou pas. On l'a financé par nos impots (le plan Messmer n'a pas été financé par des investissements privés il me semble), il nous a bien servi et nous servira encore, à nous et à nos voisins. Les nouvelles centrales devront probablement être capable de faire varier leur production plus rapidement.
Note que les projets d'éoliens offshore ne seront pas en OA comme les premiers parcs l'étaient. Ils devront bien évidemment réduire leur production lorsqu'il y a excédent, ou sinon, ils seront pénalisés.
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ok ok
mais alors j'ai du mal a voir qu'est ce qui pourrait etre piloté de l'exterieur autre que le chauffe-eau ?
Peut-etre que je ne suis pas fait comme tout le monde mais je me vois mal mettre mon linge dans le lave-linge, fermer la porte, mettre le produit, et 'attendre' que l'exterieur decide de lancer le merdier parce que c'est le bon moment... J'en reviens a mon idée : je prend une petite batterie 3kw a pas cher, je la rempli quand je veux moi (ou je programme en auto : 'quand c'est inferieur à 2 centimes') et je lance mon lave linge quand ca m'arrange moi. Et c'est pareil pour faire cuire un truc au four ;)
Beaucoup de nos concitoyens ne peuvent pas investir 3k dans une batterie... ils ont déjà du mal à payer leur élec. Pour eux, le bête contacteur HP/HC fait un travail d'optimisation sans qu'ils n'y pensent ni même qu'ils ne soient au courant de son existence.
Si je pars le matin après avoir préparé un cycle de lave linge et/ou de lave vaisselle, tout ce qui importe, c'est que ce soit prêt quand je rentre le soir. À moins que je ne veuille que ca tourne tout de suite, et dans ce cas, je peux forcer le départ immédiat.
Pareil pour la recharge d'un véhicule électrique : tu le branches le soir, il faut qu'il soit prêt à 7-8h le matin. Le profil de puissance absorbée (ou même fournie, mais c'est un autre sujet) en fonction du temps est un détail si la mission est remplie.
La puissance du chauffage / clim peut être aisément modulée elle aussi en fonction des besoins du réseau. Faire bouger la consigne de - 0.5C pendant 30min à la pointe ou +0.5C en milieu d'aprem lors des périodes d'excédent de prod (pour utiliser l'inertie thermique), c'est invisible aussi pour le client, et ca dégage *beaucoup* de flexibilité.
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Exact, je n'avais pas vu, mais elle ne produit donc au max que 485 MW, très peu. Et elle date de 1973. D'après ce que je lis elle a encore été prolongée. C'est la seule.
C'est pas "très peu" au regard de la taille et de la conso du pays :)
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Quand tu regardes les données Electricitymap pour les Pays-Bas que j'ai reproduites hier, le solaire c'était 21 GW, et l'éolien, cela faisait 3-4 GW (aujourd'hui, c'est près de 6 GW). Le nucléaire apparaissait à peine. Donc je pense que je peux dire que c'est très peu, même en capacité (petite barre grise)...
https://app.electricitymaps.com/zone/NL/72h/hourly
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500MW de pilotable c'est loin d'être anecdotique dans le mix du pays... mais si tu préfères comparer des choux et des carottes :)
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On devrait d'ailleurs dire 500 MVA car une machine synchrone peut aussi bien fournir de la puissance active (500MW) pour ajuster la fréquence ou de la puissance réactive (500MVAR) pour ajuster la valeur efficace de la tension ou un mix des deux 350MW+350MVAR=500MVA.
Toutes les sources ne produisent pas du réactif dans le bon sens.
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500MW de pilotable c'est loin d'être anecdotique dans le mix du pays... mais si tu préfères comparer des choux et des carottes :)
Il le garde parce que justement c'est pilotable, mais 0.5 GW sur ~25 GW, cela fait quelque chose comme 2% de la consommation. Il est clair que si le solaire et l'éolien ne produisent pas, cela ne suffira pas du tout à assurer la consommation. Donc non, je ne compare pas des choux à des carottes, mais des capacités de production à d'autres capacités de production.
Le gaz par exemple a une capacité de 27 GW. C'est lui qui prendra le relais et émettra des gaz à effet de serre. Le charbon a lui une capacité de 4 GW...
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Ahhhh..., les financiers...
Pour échanger des MW, il faut un réseau stable.
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Pour rappel, l'Espagne avait trois réacteurs nucléaires en fonctionnement (sur 7) au moment du blackout, ce qui n'a pas empêché la fréquence de baisser en dessous de 48 Hz, comme l'ont montré les graphes d'enso-e que tu as reproduit par ailleurs. Moi je suis un scientifique, je ne crois pas aux miracles, et pas un financier, qui ignore la technique.
La capacité du nucléaire en Espagne est de 7 GW d'après Electricitymap, pas pour longtemps d'ailleurs puisque le gouvernement actuel veut fermer les centrales à partir de 2027.
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Ahhhh..., les financiers...
Pour échanger des MW, il faut un réseau stable.
il y a tellement de contrats différents, les contrats à terme où l'on s'engage 1 an à l'avance et les spot qui se négocient la veille, voire quelques heures avant la fourniture.
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@Alain
Il n'y a rien à faire quand on perd 15 GW d'un coup, de façon inexpliquée aujourd'hui.
Les machines synchrone participe à la stabilisation du réseau et l'unique centrale nuc de Hollande suffit pour le pays.
De même que les centrales nuc espagnoles suffisent en temps normal, sous la condition que de gros producteur ne se détachent pas en masse du réseau.
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@Alain
Il n'y a rien à faire quand on perd 15 GW d'un coup, de façon inexpliquée aujourd'hui.
Initialement, voir le rapport enso-e que tu citais toi même, ils ont perdu 2.2 GW, et ensuite, la fréquence est passée sous les 48 Hz, et une grande partie du réseau (le solaire ?), s'est mis en sécurité, d'où la perte ensuite de 15 GW.
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La puissance du chauffage / clim peut être aisément modulée elle aussi en fonction des besoins du réseau. Faire bouger la consigne de - 0.5C pendant 30min à la pointe ou +0.5C en milieu d'aprem lors des périodes d'excédent de prod (pour utiliser l'inertie thermique), c'est invisible aussi pour le client, et ca dégage *beaucoup* de flexibilité.
Le problème avec le solaire, c'est que ça marche en journée. D'accord pour que le chauffe eau, lave et sèche linge tournent pendant que je travaille. Le chauffage, la voiture la cuisson, ne sont pas utilisés quand la maison est vide en journée et c'est une bonne partie de la consommation.
Quand à la recharge de la voiture au travail, l'URSAFF est déjà sur le coup.
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Le nucléaire a un coût fixe d'exploitation élevé, qu'il produise ou pas. On l'a financé par nos impots (le plan Messmer n'a pas été financé par des investissements privés il me semble)
C'est une légende urbaine, comme celle comme quoi le déploiement du cuivre dans les années 70 et 80 aurait été financé par nos impôts, alors que c'est faux. Cela vient aussi du fait que France Telecom (les PTT), était une entreprise publique à l'époque. C'est France Telecom qui a déployé le cuivre sur ses fonds propres, et il a été en fait été financé par les abonnés, parce que le raccordement était payant, mais aussi donc dans le coût des abonnements et des communications. L'abonnement était cher, mais les communications encore plus.
Et en fait France Telecom était une vache à lait dans la caisse duquel l'Etat se servait largement. Donc au contraire, c'est France Telecom qui finançait l’État.
Pour le nucléaire, c'est pareil, c'est EDF qui a financé, donc en fait les abonnés. Là aussi, EDF était une entreprise publique, mais elle a financé la construction des centrales par l'emprunt. En 1980, elle a été autorisée à emprunter la somme colossale à l'époque de 40 milliards d'euros (en francs à l'époque). Et même, raconte le Monde, voir ci-dessous, Valéry Giscard d'Estaing, le président de l'époque, de peur qu'EDF assèche le marché de l'emprunt en France, l'a obligé à emprunter à l'étranger, en dollars, ce qui s'est avéré une mauvaise affaire. Mais EDF a bénéficié d'une notre AAA, car adossée à l'Etat, et a pu emprunter sans problème, les créanciers étaient sûrs d'être payés. Mais en fait, ce sont les abonnés qui ont payé le plan Messmer, sur leurs factures.
Nucléaire : le « plan Messmer », un programme Apollo à la française
Grâce à une solide organisation industrielle, EDF a su répondre à une commande de 26 réacteurs nucléaires, annoncée le 6 mars 1974 et portée ensuite à 58 tranches. Une réussite qui interroge sur les difficultés actuelles de la filière.
Par Jean-Michel Bezat - Publié le 17 février 2023 à 11h00, modifié le 17 février 2023 à 11h01
...
Le coût du programme est colossal : 93 milliards d’euros pour 58 réacteurs, selon le calcul de la Cour des comptes, en 2012, qu’il faut néanmoins comparer aux 50 à 60 milliards estimés des six EPR 2. L’entreprise paie en s’endettant. « A partir de 1980, EDF a été autorisée à emprunter 40 milliards d’euros sur le marché, rappelle le cabinet SIA Partners. Elle était en position de monopole et notée AAA, ses créanciers avaient la certitude d’être remboursés. »
Début 1974, encore ministre des finances, « VGE » l’oblige néanmoins à emprunter en dollars, pour ne pas assécher le marché français, et promet une garantie de change de l’Etat qui ne viendra jamais, malgré l’envolée du billet vert. Ignorant la contrainte, les milieux financiers se gaussent de ces « idiots » qui se sont endettés en dollars, racontera M. Boiteux dans ses Mémoires (Haute tension, Odile Jacob, 1993).
...
Malgré tout EDF était bien rentable, et comme le dit Libération dans un article, prélevait environ 2 milliards d'euros chaque année dans ses caisses. Donc au contraire, EDF faisait diminuer les impôts, comme France Telecom :
...L'Etat actionnaire, qui a longtemps pris EDF pour une vache à lait en prélevant bon an mal an 2 milliards d'euros de dividendes sur les profits du groupe...
https://www.liberation.fr/futurs/2016/04/24/edf-l-energie-du-desespoir_1448355/
L’État a d'ailleurs été un mauvais actionnaire qui a pris les dividendes, mais n'a pas préparé l'avenir d'EDF.
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C'est une légende urbaine, comme celle comme quoi le déploiement du cuivre dans les années 70 et 80 aurait été financé par nos impôts, alors que c'est faux. Cela vient aussi du fait que France Telecom (les PTT), était une entreprise publique à l'époque. C'est France Telecom qui a déployé le cuivre sur ses fonds propres, et il a été en fait été financé par les abonnés, parce que le raccordement était payant, mais aussi donc dans le coût des abonnements et des communications. L'abonnement était cher, mais les communications encore plus.
......
L’État a d'ailleurs été un mauvais actionnaire qui a pris les dividendes, mais n'a pas préparé l'avenir d'EDF.
ça n'était pas tout à fait les impots, mais quand même complètement les clients, donc tout le bon peuple, qui ont payé le développement (heureusement que ce soit pour FT et pour EDF) l'héritage peut paraitre ridicule aujourd'hui, mais la méthode permet un peu plus d'égalité et moins d'élitisme qui ne demande qu'à s'imposer à ce niveau.
Et en fait France Telecom était une vache à lait dans la caisse duquel l'Etat se servait largement. Donc au contraire, c'est France Telecom qui finançait l’État.
Après l'état a pompé dans les revenus pour payer les retraites, c'est toujours d'actualité sauf que la source facile n'est plus là.
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Initialement, voir le rapport enso-e que tu citais toi même, ils ont perdu 2.2 GW, et ensuite, la fréquence est passée sous les 48 Hz, et une grande partie du réseau (le solaire ?), s'est mis en sécurité, d'où la perte ensuite de 15 GW.
Les 2.2GW était rattrapable par le solaire s'il avait été configurer pour le faire par les fermes qui ne produisait pas pour cause de prix négatif et/ou en réserve.
C'est quand même un comble que le solaire soit configurer pour se détacher quand il y a à la fois du soleil et un mangue de puissance (48Hz)!
Le monde à l'envers!
Celui des financiers...
Le problème avec le solaire, c'est que ça marche en journée. D'accord pour que le chauffe eau, lave et sèche linge tournent pendant que je travaille. Le chauffage, la voiture la cuisson, ne sont pas utilisés quand la maison est vide en journée et c'est une bonne partie de la consommation.
Pour le chauffage, à moins de vivre dans une passoire, c'est quand même intelligent de surchauffer l'après midi pour avoir le logement chaud à 17h-19h et profiter de l'inertie thermique.
Je l'ai testé et c'est diablement efficace (elec gratuite ou moins chere) et confortable. La PAC travaille bien mieux l'après midi quand il fait tiède, qu'en début de soirée quand il fait froid.
Cela marche aussi avec les chauffages électriques à accumulation et les logements assez isolés.
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Les 2.2GW était rattrapable par le solaire s'il avait été configurer pour le faire par les fermes qui ne produisait pas pour cause de prix négatif et/ou en réserve.
Là, je crois que tu récris l'histoire. Il n'a pas été rattrapé, c'est un fait. A 12h30, la production de solaire était à son maximum (55% pour le PV, 5% pour le solaire thermique), et l'Espagne au contraire exportait cette énergie. Je ne sais pas de quelle réserve tu parles. Au contraire, 4 centrales nucléaires étaient à l'arrêt, et aussi 3 barrages hydroélectriques.
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On devrait d'ailleurs dire 500 MVA car une machine synchrone peut aussi bien fournir de la puissance active (500MW) pour ajuster la fréquence ou de la puissance réactive (500MVAR) pour ajuster la valeur efficace de la tension ou un mix des deux 350MW+350MVAR=500MVA.
485MW de puissance active nominale, mais à mon sens la génératrice doit faire ~600-800MVA facilement.
Toutes les sources ne produisent pas du réactif dans le bon sens.
Les sources font soit du cos phi 1 (PV/éolien si rien de demandé par le gestionnaire de réseau), du cos phi constant ou de la régulation de tension. Après, une génératrice ne peut pas se ballader sur les 4 quadrants comme peut le faire un convertisseur de puissance (déjà elle ne peut pas absorber d'actif, mais ca, ca tombe sous le sens... je veux dire que sa capacité en réactif n'est pas symétrique).
Ce sont plutot les charges/le réseau qui peut aller dans un sens ou dans l'autre, en fonction de leur type.
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Là, je crois que tu récris l'histoire. Il n'a pas été rattrapé, c'est un fait. A 12h30, la production de solaire était à son maximum (55% pour le PV, 5% pour le solaire thermique), et l'Espagne au contraire exportait cette énergie. Je ne sais pas de quelle réserve tu parles. Au contraire, 4 centrales nucléaires étaient à l'arrêt, et aussi 3 barrages hydroélectriques.
Et c'est donc complétement con d'exporter 2 GW qu'on a plus. On les garde pour soi.
La réserve en solaire qui devrait être gardée sous le pied, surtout quand les prix sont négatifs.
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Et c'est donc complétement con d'exporter 2 GW qu'on a plus. On les garde pour soi.
La réserve en solaire qui devrait être gardée sous le pied, surtout quand les prix sont négatifs.
Est ce que par hasard il ne faut pas trop de temps pour reconnecter une source dispo par rapport à la rapidité des sécurités qui déconnectent sur la baisse de fréquence.
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Initialement, voir le rapport enso-e que tu citais toi même, ils ont perdu 2.2 GW, et ensuite, la fréquence est passée sous les 48 Hz, et une grande partie du réseau (le solaire ?), s'est mis en sécurité, d'où la perte ensuite de 15 GW.
Un décrochage des onduleurs PV à 48Hz serait dû à une mauvaise configuration. Les normes VDE européennes demandent de tenir jusqu'à au moins 47.5Hz pour, justement, éviter ce genre de situations. À 48Hz, les clients sont déjà délestés en masse.
Les convertisseurs de puissance ne sont pas sensibles aux variations de fréquence rapides comme les machines tournantes, mais ils peuvent être configurés pour se découpler si ils constatent que la fréquence varie trop vite (protection anti-islanding, à désactiver ou au moins reconfigurer sur toute centrale de taille importante...).
Là, si j'ai bien compris, on a pas mal de machines tournantes qui se sont découplées sur critère RoCoF (rate of change of frequency, donc rapidité de la variation de fréquence) car une chute de fréquence rapide les fait freiner très rapidement, et donc exerce des contraintes mécaniques fortes aussi bien sur le moteur que sur la génératrice.
Il est probable que, dans un tel scénario, ce soient les machines tournantes qui soient parties avant le PV. Mais on a pas d'infos assez claires encore pour conclure, ou alors j'ai raté un communiqué : je préconise de ne pas faire dans la comm' sensationnaliste pro/anti nucléaire/ENR.
Pour le nucléaire, c'est pareil, c'est EDF qui a financé, donc en fait les abonnés. Là aussi, EDF était une entreprise publique, mais elle a financé la construction des centrales par l'emprunt.
[...]
Mais en fait, ce sont les abonnés qui ont payé le plan Messmer, sur leurs factures.
I stand corrected, merci de l'info. Le grand carénage, c'est aussi financé sur fonds propre/emprunt ? Avec la re-nationalisation, difficile d'y voir clair.
Les 2.2GW était rattrapable par le solaire s'il avait été configurer pour le faire par les fermes qui ne produisait pas pour cause de prix négatif et/ou en réserve.
C'est quand même un comble que le solaire soit configurer pour se détacher quand il y a à la fois du soleil et un mangue de puissance (48Hz)!
En effet. Il manque dans les règles une obligation pour les producteurs ENR, au moins ceux de taille conséquente, de se remettre à injecter si la fréquence passe en dessous d'une certaine valeur (49.5Hz?) pour contribuer à stopper la chute de fréquence.
Les gestionnaires de réseau ont considéré les producteurs ENR comme des charges qui poussent dans l'autre sens jusqu'à présent, il est évident que ca va devoir changer pour avoir un système plus résilient.
Pour le chauffage, à moins de vivre dans une passoire, c'est quand même intelligent de surchauffer l'après midi pour avoir le logement chaud à 17h-19h et profiter de l'inertie thermique.
+1, je fais ca aussi. Avec une dalle chauffante, l'inertie thermique est d'au moins 6h.
Et avec des panneaux par temps ensoleillé, en chauffant la dalle en aprem, une partie du chauffage sera couverte en autoconso.
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Est ce que par hasard il ne faut pas trop de temps pour reconnecter une source dispo par rapport à la rapidité des sécurités qui déconnectent sur la baisse de fréquence.
Si tu demandes simplement à l'onduleur de diminuer sa prod (tu passes à ~0% de sa puissance nominale) mais qu'il reste couplé, il peut repartir en quelques dizaines de millisecondes (le temps de la comm, grosso modo) vu qu'il reste synchronisé.
Ces règles peuvent être implémentées dans le controle commande de l'onduleur lui-même, et là, c'est encore plus rapide car pas (ou très peu) de comm : on réagit en une ou deux périodes, le temps de faire une moyenne de la fréquence, tout de même (mais on peut faire 0-100% en ~5ms avec de l'élec de puissance si on veut!).
Si tu le fais en ouvrant des organes de coupure (disjoncteurs, cellules HT, etc.) là il faut une resynchro, et c'est plus long... probablement même que l'onduleur ne va pas accepter de se coupler car la fréquence sera trop basse (encore une fois, c'est de la conf).
Quand à la recharge de la voiture au travail, l'URSAFF est déjà sur le coup.
Que fait l'URSSAF de ce côté là ? incitation pour les employeurs de déployer des chargeurs ?
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Que fait l'URSSAF de ce côté là ? incitation pour les employeurs de déployer des chargeurs ?
C'est plutôt le contraire. Si je me souviens bien, cet "avantage fiscal" (recharge gratuite sur le lieu de travail) a failli être remis en cause pour l'année 2025 mais a finalement été prolongé.
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Que fait l'URSSAF de ce côté là ? incitation pour les employeurs de déployer des chargeurs ?
Justement non, pour les employés pouvant recharger leur véhicule gratuitement sur leur lieux de travail, ça va être considéré comme avantage en nature, et l'employeur devra le déclarer à l'URSAFF (et accessoirement, les employés devront déclarer aux impôts cet avantage en nature).
Chez nous c'est plus simple : bornes réservées aux véhicules sociétés, pas possible pour les employés de recharger leur véhicule perso...
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Justement non, pour les employés pouvant recharger leur véhicule gratuitement sur leur lieux de travail, ça va être considéré comme avantage en nature, et l'employeur devra le déclarer à l'URSAFF (et accessoirement, les employés devront déclarer aux impôts cet avantage en nature).
Tristesse.
Chez nous c'est plus simple : bornes réservées aux véhicules sociétés, pas possible pour les employés de recharger leur véhicule perso...
Double tristesse. Le fait que ce soit inaccessible aux employés est dû à la complexité administrative ? Ou qu'il n'y a pas assez de chargeurs ?
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I stand corrected, merci de l'info. Le grand carénage, c'est aussi financé sur fonds propre/emprunt ?
Oui, bien sûr. Il n'y a pas de subventionnement pour le nucléaire. Pour les EnR, si.
Le problème pour les EPR2, c'est justement un problème de financement, EDF ne peut le faire que s'il dégage des marges suffisamment importantes, donc a besoin d'un garantie sur les prix à un certain niveau, qui était d'après l'ancien PDG Luc Rémont autour de 100€ le MWh, donc bien au-dessus des prix négatifs que l'on connait aujourd'hui. Mais le gouvernement et les industriels voudraient un prix bien moindre, ~50 €/MWh, d'où le dilemme. L'autre problème, c'est qu'après Tchernobyl et Fukushima, les mesures de sécurité supplémentaires imposées ont fait exploser les coûts, et comme on n'a plus construit depuis longtemps, les compétences, et les séries que l'on faisait avant ont disparu...
Après, les réacteurs nucléaires se rentabilisent sur au moins 40 ans.
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Tristesse.
Double tristesse. Le fait que ce soit inaccessible aux employés est dû à la complexité administrative ? Ou qu'il n'y a pas assez de chargeurs ?
Non, décision de la direction pour ne pas privilégier les possesseurs de VE ou hybride par rapport aux thermiques...
D'autant plus navrant quand on sait qu'on est ISO 14001, j'en rit encore... >:(
Heureusement que j'ai basculé en Tempo l'année dernière, je via pouvoir continuer à charger ma PHEV chez moi la nuit
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Justement non, pour les employés pouvant recharger leur véhicule gratuitement sur leur lieux de travail, ça va être considéré comme avantage en nature, et l'employeur devra le déclarer à l'URSAFF (et accessoirement, les employés devront déclarer aux impôts cet avantage en nature).
Chez nous c'est plus simple : bornes réservées aux véhicules sociétés, pas possible pour les employés de recharger leur véhicule perso...
Bah non justement, le gouvernement a fait passer des amendements dans la loi des finances 2025 qui maintiennent l'avantage fiscal jusqu'en 2027 :
Le bulletin officiel de la sécurité sociale indique ainsi, dans un langage très administratif : « Les modalités dérogatoires de calcul de la prise en compte dans l’assiette de cotisations sociales de l’avantage en nature que constitue la mise à disposition d’un véhicule fonctionnant exclusivement au moyen de l’énergie électrique, qui prennent fin au 31 décembre 2024, seront prolongées par le Gouvernement qui prévoit la publication d’un arrêté courant janvier sur ce sujet. Cette prolongation concerne également le régime applicable aux bornes électriques ».
La promesse faite par ce bulletin officiel est validée par un arrêté publié le 25 février 2025 au Journal Officiel. Celui-ci apporte même une autre bonne nouvelle : ces avantages sont prolongés jusqu’au 31 décembre 2027.
https://www.automobile-propre.com/articles/recharger-sa-voiture-electrique-au-travail-ce-cadeau-fiscal-sera-maintenu-en-2025/
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Bah non justement, le gouvernement a fait passer des amendements dans la loi des finances 2025 qui maintiennent l'avantage fiscal jusqu'en 2027 :
Le bulletin officiel de la sécurité sociale indique ainsi, dans un langage très administratif : « Les modalités dérogatoires de calcul de la prise en compte dans l’assiette de cotisations sociales de l’avantage en nature que constitue la mise à disposition d’un véhicule fonctionnant exclusivement au moyen de l’énergie électrique, qui prennent fin au 31 décembre 2024, seront prolongées par le Gouvernement qui prévoit la publication d’un arrêté courant janvier sur ce sujet. Cette prolongation concerne également le régime applicable aux bornes électriques ».
La promesse faite par ce bulletin officiel est validée par un arrêté publié le 25 février 2025 au Journal Officiel. Celui-ci apporte même une autre bonne nouvelle : ces avantages sont prolongés jusqu’au 31 décembre 2027.
https://www.automobile-propre.com/articles/recharger-sa-voiture-electrique-au-travail-ce-cadeau-fiscal-sera-maintenu-en-2025/
Oui j'avais vu, c'est pour ça que j'ai écrit "ça va être considéré"
Tôt ou tard ça passera, c'est reculer pour mieux sauter
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Il n'y a pas de subventionnement pour le nucléaire. Pour les EnR, si.
Si on voit dans le contrat EDF OA une subvention, note que les centrales > 500kWc n'y sont pas éligibles, et qu'il faut qu'elles soient en toiture pour cela.
Ca exclut de facto toutes les centrales de taille significative.
Et cet été, si j'ai bien compris, OA ne sera plus accessible aux centrales > 100kWc. On peut aussi penser que le tarif de rachat ne va que baisser...
Après, les réacteurs nucléaires se rentabilisent sur au moins 40 ans.
Et ils vont pouvoir fonctionner à priori pendant au moins 60-80 ans.
Le PV se rentabilise en quelques années et a une durée de vie donnée pour 20-25 ans, mais on sait que les panneaux produisent toujours 30-40 ans plus tard.
Tôt ou tard ça passera, c'est reculer pour mieux sauter
Un peu HS, mais ca te fait quand même 2 ans de recharges gratuites supplémentaires, ce n'est pas rien comparé au prix de l'essence.
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Si on voit dans le contrat EDF OA une subvention, note que les centrales > 500kWc n'y sont pas éligibles, et qu'il faut qu'elles soient en toiture pour cela.
Ca exclut de facto toutes les centrales de taille significative.
Des réacteurs nucléaires sur les toits, je n'en connais pas ;)
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Un peu HS, mais ca te fait quand même 2 ans de recharges gratuites supplémentaires, ce n'est pas rien comparé au prix de l'essence.
Cela reste un régime temporaire. Des bornes de recharge étaient prévues sur mon lieu de travail mais en pause pour l'instant (URSSAF et équité entre les salariés)
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D'un autre coté on n'aura jamais 40 millions de véhicules électriques en France...
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Parc éolien offshore de la baie de Saint Brieuc : prix garanti de 196 € le MWh sur 20 ans (et indéxé sur l'inflation)
Les Echos ont sorti hier un article instructif sur les subventions des EnR, dans ce cas l'éolien Offshore, avec l'exemple du parc éolien de la baie de Saint-Brieuc, d'une capacité de 496 MW, construit par Iberdola, pour 2.4 milliards d'euros d'investissements, et inauguré en Septembre 2024, mais produisant depuis Juin 2024. Il bénéficie d'Obligations d'Achat et de prix garantis de 196 € le MWh, environ 3 fois les prix de gros actuels, pendant 20 ans, indexés sur l'inflation. Pour limiter la surproduction à certaines heures entrainant des prix négatifs, il lui est demandé depuis le 11 Mai dernier d'arrêter sa production (ou de la baisser fortement), mais continue de bénéficier de ce prix garanti, calculé selon la production qu'il aurait du atteindre en fonction de la vitesse du vent.
En 1 an, il a produit (ou aurait du produire...) 1500 GWh, soit à 196 € le MWh, un chiffre d'affaire de 300 M€, dont donc environ les 2/3 sont subventionnés, soit 200 M€ en un an. Comme la surproduction ne risque pas de baisser, avec les futurs chantiers éoliens ou solaires en projet (dont un moratoire a été finalement repoussé récemment à l'Assemblée Nationale), on peut penser que les prix de gros vont continuer à être faibles ou négatifs à certaines heures.
Sur 20 ans, sur les prix actuels, cela pourrait donc faire une subvention totale de 4 milliards d'euros, rien que pour ce parc....
Une très belle affaire pour Iberdola donc.
Et c'est pour cela que les consommateurs, eux, ne vont pas voir une baisse de leur facture à cause des prix négatifs, car il faut bien que quelqu'un (en l’occurrence EDF dans cas, mais qui devra le répercuter), paye les subventions.
A Saint-Brieuc, les bonnes affaires des éoliennes en mer, imperméables aux prix négatifs
Les premiers parcs éoliens en mer, opérés par Iberdrola et EDF, bénéficient de généreux tarifs d'achat pour l'électricité qu'ils produisent. Même avec les nouvelles règles d'arrêt programmé, destinées à limiter le phénomène croissant des prix négatifs sur le marché français.
Par Amélie Laurin - Publié le 28 juin 2025 à 11:05Mis à jour le 28 juin 2025 à 11:15
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L'énergéticien espagnol affiche néanmoins sa satisfaction. « Sur les douze premiers mois d'exploitation, nous avons produit plus de 1.500 GWh, annonce son représentant. C'est moins que l'objectif prévu de 1.800 MWh, qui équivaut à un taux de charge de 40-45 % des turbines. Mais le taux de disponibilité de nos machines atteint 97 %, soit davantage que les 90 % visés ».
300 millions d'euros de chiffre d'affaires annuel
En injectant 1.500 GWh sur le réseau depuis fin juin 2024, le parc a généré un chiffre d'affaires d'environ 300 millions d'euros, selon nos calculs. L'Etat est en effet obligé d'acheter, pour la revendre ensuite, toute l'électricité produit. A 196 euros le MWh pendant vingt ans. C'est environ trois fois plus que le cours actuel de l'électricité, sur le marché de gros en France.
Ce prix est aussi à peine inférieur aux 200 euros le MWh prévus initialement. Ces conditions attractives avaient été renégociées par l'Etat en 2018, à 155 euros. Ce montant a ensuite été réévalué et figé à 196 euros, en vertu d'un mécanisme d'indexation prenant notamment en compte l'inflation.
« Ça peut paraître cher, mais il ne faut pas oublier que nous étions les premiers [avec EDF, NDLR] à nous lancer dans le marché de l'éolien en mer en France. Créer une filière a un coût et nécessite un accompagnement de l'Etat », explique Stéphane-Alain Riou. Iberdrola a investi 2,4 milliards d'euros à Saint-Brieuc.
Le soutien public pèse néanmoins sur les finances publiques car les prix de marché passent régulièrement en territoire négatif. Cela oblige l'Etat à revendre, encore plus à perte, les électrons produits par les parcs en mer.
De plus en plus fréquents, les prix négatifs se produisent lorsque les conditions météorologiques dopent la production des centrales solaires et éoliennes. Cet excès d'offre n'est pas toujours compensé par la demande, qui reste inférieure au niveau d'avant-Covid, entraînant les prix dans une spirale baissière.
Des arrêts de turbines « neutres » financièrement
Pour limiter le phénomène, les autorités imposent de plus en plus aux opérateurs des modulations de production. C'était déjà le cas pour EDF et ses centrales nucléaires. Depuis peu, les pales des éoliennes en mer de Saint-Brieuc et celle de Saint-Nazaire et Fécamp, opérées par EDF, doivent parfois s'arrêter, même en cas de vents favorables. D'une taille d'environ 500 MW, soit un demi-réacteur nucléaire, ces parcs offshore ont signé un avenant avec EDF Obligation d'achat, le bras armé de l'Etat pour les achats d'électricité renouvelable.
« Cet avenant définit les conditions de la modulation à la baisse pour contribuer à l'équilibre du réseau et limiter le phénomène de prix négatifs sur le marché de l'électricité, explique EDF power solutions. Il s'agit d'une opération neutre financièrement pour nous ». EDF OA compense en effet EDF power solutions et Iberdrola au centime près les MWh non-produits, en prenant en compte la force du vent pendant l'arrêt des pales.
Fatigue des machines éoliennes
Chez Iberdrola, tout ou partie des éoliennes peut être concerné, tandis qu'EDF maintient toujours un mince ruban de production. « Pour des questions techniques, à ce stade, la production des parcs éoliens d'EDF Power Solutions peut moduler à la baisse jusqu'à 30 MW », précise la société.
« Les machines ne sont pas faites pour être arrêtées brutalement, ça fatigue les machines et peut provoquer des secousses dans les fondations », pointe de son côté Emmanuel Rollin, directeur général d'Iberdrola France. Chez les deux opérateurs, les premières coupures, programmées la veille pour le lendemain, ont été menées durant le week-end des 10 et 11 mai.
S'ils ont ouvert la voie, d'autres centrales vont être mises à contribution. Deux arrêtés sont en préparation pour définir les règles d'interruption des parcs éoliens au sol et photovoltaïques sous obligation d'achat.
Pour les trois prochains parcs éoliens en mer, dont celui de Yeu-Noirmoutier d'Ocean Winds (Engie et EDPR) déjà mis en service partiellement, des arrêtés sont également prévus, précise le cabinet du ministre de l'Energie, Marc Ferraci.
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/a-saint-brieuc-les-bonnes-affaires-des-eoliennes-en-mer-impermeables-aux-prix-negatifs-2173719
Demander aux parcs solaires et éoliens d'arrêter leur production, mais de les payer quand même est en effet la première recommandation du rapport de la CRE (Commission de Régulation de l'Energie) sur le phénomène des prix négatifs de Novembre dernier.
Ce qui est à mon avis assez ubuesque, et une source de gaspillage d'argent public. Il était prévu que le coût du subventionnement des EnR, à cause des surproductions, et donc de prix de gros négatifs ou bas, atteigne 4.2 milliards d'euros en 2024...
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Recommandations du rapport de la CRE de Novembre 2024 sur les prix négatifs.
Dans ce rapport, déjà évoqué, la CRE avait fait 10 recommandations, dont la première était de demander aux centrales solaires et éoliennes sous Obligation d'Achat (OA), d'arrêter leur production pendant les périodes de prix négatifs, pour en limiter l'ampleur, mais de continuer à les payer quand même selon la production qu'ils auraient faite, et au tarif garanti.
https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2024/241126_Note_Prix_negatifs.pdf
Recommandation n°1 (stock) : amender certains contrats d’OA déjà signés, afin d’inciter ces installations à interrompre leur production lors des heures à prix négatif. Le producteur ne serait pas pénalisé car il percevrait une compensation financière équivalente au tarif d’achat multiplié par une estimation normative de la baisse de production engendrée par ces arrêts.
La CRE recommande de procéder à une telle évolution prioritairement pour les parcs éoliens en mer lauréats de l’AO1 et de l’AO2, et dans un second temps pour les plus grands parcs terrestres, par exemple les parcs connectés au RPT14 (186 installations pour 2,3 GW en 2023, et notamment les 8 installations de plus de 30 MW, qui représentent à elles seules 0,5 GW, sachant que ces 186 installations arriveront au terme de leur contrat en moyenne mi-2031).
Cette dernière évolution devra intervenir dans un calendrier compatible avec la mise en place par les acheteurs obligés d’outils permettant la gestion de ces arrêts et devra prévoir des règles équitables et transparentes de détermination des productions interrompues.
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Pour une estimation des couts de subventionnement des EnR pour les finances publique, voir cet article de l'IFRAP, suite au débat sur la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3), en Mai dernier. On est à 8-9 milliards d'euros par an jusqu'en 2060 dans une hypothèse prix médians, 10-12 milliards en cas de prix bas.
PPE3 : quels sont les coûts du développement des renouvelables ?
Sandrine Gorreri - Publié le 06 mai 2025 à 11:44 - Mis à jour le 06 mai 2025 à 16:31
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C’est l’occasion de faire le point sur le coût des engagements financiers de soutien à ces énergies (par complément de rémunération ou obligation d’achat). Le comité de gestion des charges de service public de l’électricité les a chiffrés : à la fois ceux déjà pris en 2024 et ceux à venir liés aux nouveaux engagements de la PPE3 selon différents scénarios de prix. Dans un scénario de prix médians, les engagements représenteraient sur la période 2024-2060 entre 130 et 159 milliards €2024 (soit entre 150 et 194 Mds € courants) ce qui signifie une charge annuelle entre 8 et 9 Mds€2024 qui atteindrait son maximum en 2027. Mais dans un scénario de prix bas, les charges représenteraient entre 216 et 258 Mds€2024 (soit entre 10 et 12 Mds €2024 de charge annuelle). Ces engagements financiers doivent être suivis avec soin car ils ont inévitablement un impact sur l’accise sur l’électricité (ex-CSPE) qui finance le soutien aux énergies renouvelables. Les débats à venir dans le cadre la PPE3 doivent clairement poser la question : ne doit-on pas freiner le développement des EnR dont le financement est assuré par une taxe sur la consommation d’électricité alors que – au nom de la transition énergétique - les pouvoirs publics déplorent le retard dans l’électrification des usages ?
https://www.ifrap.org/agriculture-et-energie/ppe3-quels-sont-les-couts-du-developpement-des-renouvelables
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Pour une estimation des couts de subventionnement des EnR pour les finances publique, voir cet article de l'IFRAP, suite au débat sur la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3), en Mai dernier. On est à 8-9 milliards d'euros par an jusqu'en 2060 dans une hypothèse prix médians, 10-12 milliards en cas de prix bas.
https://www.ifrap.org/agriculture-et-energie/ppe3-quels-sont-les-couts-du-developpement-des-renouvelables
enfin, bon, on peut aussi réfléchir au meilleur entre subventionner des producteurs qui investissent et emprunter pour investir directement sans être sûr de rentabiliser si tous les européens le font et que l'on investit dans les interconnexions.
Je serais plus pour laisser les producteurs investir et que EDF se contente d'investir sur les interconnexions internes et avec ses voisins, c'est prendre moins de risques financiers et techniques, par contre plus de risques politiques.
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Ce n'est pas EDF qui investit dans les interconnexions avec les pays voisins, mais RTE (en utilisant des taxes payées par les consommateurs). Et de plus, ne pas oublier que RTE et Enedis ont eux estimé qu'il faudrait investir 100 milliards d'euros, 200 milliards au total, d'ici 2040 si je me souviens bien, pour construire les lignes THT pour desservir ces nouveaux parcs éoliens et solaires.
Et sur le fond, quand il y a surproduction d'électricité, donc printemps et été entre 10h et 18h, c'est partout en Europe, et augmenter les capacités aux frontières n'y change pas grand chose. En fait, on en arrive à importer de l'électricité solaire ou éoienne de l'Allemagne ou de l'Espagne, parce que l'on est payé pour le faire (prix négatifs), au détriment de notre production, et on exporte notre électricité nucléaire le soir et le maton, et la nuit, parce que le solaire ne produit pas, à un bon niveau de prix à ce moment là.
Mais donc on va demander à nos parcs éoliens et solaires de ne pas produire à ces heures là, et les payer quand mêmes (obligations d'achat), parce que que de toute façon, il y a surproduction partout, sauf peut-être en Angleterre. A mon avis, ce système qui défie toute logique économique ne va pas tenir longtemps, au fur et à mesure que l'on continue à quand même subventionner la construction de nouvelles centrales éoliennes et solaires.
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Je serais plus pour laisser les producteurs investir et que EDF se contente d'investir sur les interconnexions internes et avec ses voisins
Si on fait ca on n'aura aucune production eolienne, ni meme solaire.
Et on a un objectif politique d'en faire justement.
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Ce n'est pas EDF qui investit dans les interconnexions avec les pays voisins, mais RTE (en utilisant des taxes payées par les consommateurs). d'ici 2040 si je me souviens bien, pour construire les lignes THT pour desservir ces nouveaux parcs éoliens et solaires. Et de plus, ne pas oublier que RTE et Enedis ont eux estimé qu'il faudrait investir 100 milliards d'euros, 200 milliards au total,
Et sur le fond, quand il y a surproduction d'électricité, donc printemps et été entre 10h et 18h, c'est partout en Europe, et augmenter les capacités aux frontières n'y change pas grand chose. En fait, on en arrive à importer de l'électricité solaire ou éoienne de l'Allemagne ou de l'Espagne, parce que l'on est payé pour le faire (prix négatifs), au détriment de notre production, et on exporte notre électricité nucléaire le soir et le maton, et la nuit, parce que le solaire ne produit pas, à un bon niveau de prix à ce moment là.
Justement, il faudrait peut-etre que RTE redevienne EDF maintenant qu'il est re-nationalisé et que EDF production redevienne privé en changeant de nom, comme Engie avec GDF.
Si l'électricité produite le soir par le nucléaire est compétitive aujourd'hui, c'est parce que c'est réalisé par du nucléaire qui a 40 ans et qui est bien amorti, si on doit construire d'autres centrales ce ne sera pas la même chanson c'est la cour des comptes qui le dit, et il vaudra mieux acheter aux voisins même la nuit.
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Si on fait ca on n'aura aucune production eolienne, ni meme solaire.
Et on a un objectif politique d'en faire justement.
juste continuer à s' équiper comme on a fait jusqu'ici, tout le renouvelable n'appartient pas à EDF, loin de là, avec des contrats solides pour ne pas qu'ils mettent la clé sous la porte du jour au lendemain, ce genre de production c'est du long terme.
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Si on fait ca on n'aura aucune production eolienne, ni meme solaire.
Et on a un objectif politique d'en faire justement.
Politique et idéologie ne font pas bon ménage avec réalités économiques, sociales et physiques. On n'est pas obligés de s'enfermer dans une impasse.
Car les réalités finissent par s'imposer, et de façon douloureuses si on tarde de trop à en tenir compte.
Là, on a longtemps passé sous silence l'intermittence des énergies renouvelables, et leur dépendance aux conditions métrologiques, et aux rythmes du jour et de la nuit et des saisons. On a voulu faire croire qu'elles pourraient remplacer les énergies pilotables, ce n'est pas le cas.
La nuit, et donc cela comprend une bonne partie de l'année les pics de consommation de 7h le matin et 20h le soir, le solaire ne produit pas. L'éolien ne produit pas pas quand il n'y a pas de vent ou peu. Donc il faut garder des centrales pilotables quand les EnR ne produisent pas, nucléaire, gaz, charbon... ce qui fait que l'on doit avoir tout en double. On en peut pas rentabiliser tout en même temps, d'où baisse rentabilité et augmentation du prix de l'électricité.
Et donc on voit de plus en plus qu'en fait, les conditions météo étant très corrélées sur le continent européen (même si elles peuvent aussi être très différentes d'une extrémité à l'autre), par exemple quand les jours sont longs et et ensoleillés (printemps et été), c'est souvent un peu partout en Europe, ce qui conduit à ces surproductions de PV et ces prix négatifs (ou très bas) en Europe que l'on constate, de plus en plus ingérables. On voit donc que l'on paye même les centrales solaires ou éoliennes bénéficiant d'obligations d'achat et de prix garantis, à ne pas produire !
Et donc on s'aperçoit de plus en plus que cela pèse de plus en plus lourd sur les budgets publics, déjà en déficit (et d'ailleurs on voit que l'on diminue les aides).
Et sans aucun bénéfice pour le climat, on voit que l'Allemagne produit environ 10 fois plus de C02 que la France. Et de toute façon, les émissions de C02 de l'Europe sont négligeables à l'échelle mondiale, la Chine en émet 50%, avec en plus l'Inde et l'Asie du sud-est, et ce que nous diminuons, la Chine et l'Asie le compensent largement par leurs augmentations (100 GW de centrales à charbon supplémentaires en Chine en 2024).
Donc ces engagements ne servent à rien pour le climat et en fait nous pénalisent, en mettant en plus en danger notre sécurité de production électrique (voir blackout en Espagne).
Nous en France on a 70% de nucléaire (mais vieillissant), ce n'est plus le cas de l'Allemagne, qui compte sur le charbon (et nous pour exporter notre nucléaire). L'Espagne veut arrêter ses 7 centrales nucléaires d'ici 2032, et devra compter sur le gaz, et aussi sur nous encore (et demande donc le renforcement des interconnexions avec nous).
C'est complétement contradictoire, idéologique et électoraliste (gagner le soutien des écologistes pour gagner les élections, en France ou ailleurs)...
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Politique et idéologie ne font pas bon ménage avec réalités économiques, sociales et physiques. On n'est pas obligés de s'enfermer dans une impasse.
Car les réalités finissent par s'imposer, et de façon douloureuses si on tarde de trop à en tenir compte.
Là, on a longtemps passé sous silence l'intermittence des énergies renouvelables, et leur dépendance aux conditions métrologiques, et aux rythmes du jour et de la nuit et des saisons. On a voulu faire croire qu'elles pourraient remplacer les énergies pilotables, ce n'est pas le cas.
La nuit, et donc cela comprend une bonne partie de l'année les pics de consommation de 7h le matin et 20h le soir, le solaire ne produit pas. L'éolien ne produit pas pas quand il n'y a pas de vent ou peu. Donc il faut garder des centrales pilotables quand les EnR ne produisent pas, nucléaire, gaz, charbon... ce qui fait que l'on doit avoir tout en double. On en peut pas rentabiliser tout en même temps, d'où baisse rentabilité et augmentation du prix de l'électricité.
Et donc on voit de plus en plus qu'en fait, les conditions météo étant très corrélées sur le continent européen (même si elles peuvent aussi être très différentes d'une extrémité à l'autre), par exemple quand les jours sont longs et et ensoleillés (printemps et été), c'est souvent un peu partout en Europe, ce qui conduit à ces surproductions de PV et ces prix négatifs (ou très bas) en Europe que l'on constate, de plus en plus ingérables. On voit donc que l'on paye même les centrales solaires ou éoliennes bénéficiant d'obligations d'achat et de prix garantis, à ne pas produire !
Et donc on s'aperçoit de plus en plus que cela pèse de plus en plus lourd sur les budgets publics, déjà en déficit (et d'ailleurs on voit que l'on diminue les aides).
Et sans aucun bénéfice pour le climat, on voit que l'Allemagne produit environ 10 fois plus de C02 que la France. Et de toute façon, les émissions de C02 de l'Europe sont négligeables à l'échelle mondiale, la Chine en émet 50%, avec en plus l'Inde et l'Asie du sud-est, et ce que nous diminuons, la Chine et l'Asie le compensent largement par leurs augmentations (100 GW de centrales à charbon supplémentaires en Chine en 2024).
Donc ces engagements ne servent à rien pour le climat et en fait nous pénalisent, en mettant en plus en danger notre sécurité de production électrique (voir blackout en Espagne).
Nous en France on a 70% de nucléaire (mais vieillissant), ce n'est plus le cas de l'Allemagne, qui compte sur le charbon (et nous pour exporter notre nucléaire). L'Espagne veut arrêter ses 7 centrales nucléaires d'ici 2032, et devra compter sur le gaz, et aussi sur nous encore (et demande donc le renforcement des interconnexions avec nous).
C'est complétement contradictoire, idéologique et électoraliste (gagner le soutien des écologistes pour gagner les élections, en France ou ailleurs)...
Politique ... tant qu'à faire, on y va, désolé pour le troll assumé:
on voit aussi en 2025 que le nucléaire est un objectif totalement assumé de l'extrême droite, RN en particulier, avec des arguments totalement approximatifs d'ailleurs (souveraineté zéro, ressources propres zéro et on ne parle pas des déchets et du démantèlement)
tout ce qui est national c'est les emprunts à faire, sans certitude de rentabilité, tout le monde le dit à commencer par la cour des comptes.
Un peu comme le tout climatisation qui est vraiment symbolique du fond des idées du RN: je prends la chaleur infiltrée pour la rejeter dans la rue chez "les autres", sans m'occuper comment ça va me coûter encore plus cher plus tard car il faudra de plus en plus d'énergie pour la rejeter, car elle va revenir, si je ne fais que ça, jusqu'à ce que je n'aie plus assez d'énergie.
Le nucléaire peut faire partie de la solution à court terme, mais pas à long terme, car c'est une ressource finie qui n'est pas renouvellable, le soleil et ses effets va durer plus longtemps, même sa version stock carbone dans les végétaux est un atout à utiliser, si on plante des végétaux pour compenser le CO² et que l'on abime pas trop les mers.
Mais pour ça il faut voir plus loin que son petit drapeau et sa marseillaise.
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Le nucléaire peut faire partie de la solution à court terme, mais pas à long terme, car c'est une ressource finie qui n'est pas renouvellable
tousse Superphénix tousse
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Le nucléaire peut faire partie de la solution à court terme, mais pas à long terme, car c'est une ressource finie qui n'est pas renouvellable,
Je suppose que tu veux parler des ressources d'uranium, limitées dans la nature, mais comme dit Thenico, il y a les réacteurs surgénérateurs, qui produisent plus de combustible qu'ils n'en consomment, comme superphenix, qui a été arrêté en 1997.
Mais il y a aussi les réacteurs de 4eme génération, comme ceux à sels fondus, qui sont capables d'utiliser du thorium, nettement plus abondant que l'uranium, et que la Chine a commencé à utiliser.
Mais de toute façon, il faut des réacteurs pilotables, le solaire ne produit pas la nuit, l'éolien quand il n'y a pas de vent, et donc si tu ne veux pas de nucléaire, tu es obligé de compter sur le gaz ou le charbon, tous deux émetteurs de C02, contrairement au nucléaire, et aux ressources aussi limitées.
D'ailleurs, certains écologistes, comme Jancovici, sont favorables au nucléaire, pour ces raisons.
https://jancovici.com/transition-energetique/nucleaire/un-entretien-dans-marianne-en-mars-2020/
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Politique ... tant qu'à faire, on y va, désolé pour le troll assumé:
Effectivement on ne peut pas plus troller que ça...
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comme superphenix, qui a été arrêté en 1997.
justement si il a été arrêté c'est qu'il y avait des raisons: trop de pannes, trop de risques, pas rentable ...
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Il faut réduire nos usages de l'électricité.
Nous devons arrêter les TGV et faire rouler que des trains classiques. Nous devons bloquer les plaques a inductions pour qu'elle servent qu'une fois par jour (manger froid le midi). Il faut limiter le réseau mobile à de la 2G et limiter a 5méga le débit en FTTH.
Et surtout, nous devons interdire la climatisation partout. Une personne de 95 ans peut rester sous 35° au soleil.
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rester sous 35° au soleil.
Comme qui dirait à la plage, quoi .... 8)
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Là, clairement, en été, on est plutôt dans un cas de figure où il faut qu'on AUGMENTE nos usages, étant donné le surplus qu'on se mange tous les après-midi :D
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Là, clairement, en été, on est plutôt dans un cas de figure où il faut qu'on AUGMENTE nos usages, étant donné le surplus qu'on se mange tous les après-midi :D
C'est pas décroissant-compatible ça. >:(
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Mais de toute façon, il faut des réacteurs pilotables, le solaire ne produit pas la nuit, l'éolien quand il n'y a pas de vent, et donc si tu ne veux pas de nucléaire, tu es obligé de compter sur le gaz ou le charbon, tous deux émetteurs de C02, contrairement au nucléaire, et aux ressources aussi limitées.
Techniquement on pourrait tout gérer au solaire/vent, c'est juste qu'il faut des quantités gigantesques de batteries. Et la surface de un ou deux départements couvert de panneaux solaires, dans le Sahara par exemple.
Evidement ce serait tres cher, et question souveraineté on oublie.
Mais les anglais en sont en train de faire ca, en version pas cher (petites surface et quelques GW seulement) avec le Maroc et un cable qui remonte jusque chez eux.
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C'est pas décroissant-compatible ça. >:(
Alors oui, l'avenir idéal, c'est non seulement produire mieux, mais aussi et surtout consommer moins (et c'est normal).
MAIS. Rien de mal à consommer toute l'énergie qui nous inonde en abondance dès lors qu'elle est renouvelable, non ?
Je ne sais plus si c'est dans ce fil de discussion que j'avais abordé cette idée, mais ça serait pas mal qu'on se serve des compteurs Linky et de leur capacité de signalisation, afin que le parc de véhicules électriques branchés puisse absorber un trop plein. Faudrait une tarification bien pensée pour que ce soit gagnant-gagnant — que ça permette aux particuliers de faire des économies *ET* à EDF d'y trouver son compte (en faisant remonter le prix négatif sur le marché de gros), et il faudrait que ça aie un mode de fonctionnement bien pensé. Par exemple, que les particuliers concernés puissent effectivement dire, « ça me gêne pas de laisser mon V.E. chargé à 50% max jusqu'à demain, mais vous me le chargerez à 100% à moindre frais si vous surproduisez ». Je pense que ça serait déjà pas mal.
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En laissant le trolling de côté, je pense qu'on est tous d'accord que le nucléaire est meilleur pour notre avenir que le charbon, le gaz ou le fioul.
On a 63GW de puissance nucléaire installée il me semble, bientôt 1.6GW de plus avec la fin de la mise en service de Flammanville 3 qui est en test. On ne pourrait pas couvrir l'intégralité de notre conso avec notre parc existant: on a des pics à 80-90GW l'hiver, il y a des maintenances, des problèmes inopinés liés notamment au vieillissement (corrosions sous contraintes), des réductions de production liées à la chaleur des cours d'eaux l'été, etc.
Donc il nous faudrait de nouvelles centrales.
On a quasiment mis deux décénies à construire et démarrer Flammanville 3, qui est un EPR 3. Il y a plein de raisons à cela: problèmes techniques et réglementaires, manque d'expérience, etc. mais le capital était là.
Emmanuel Macron a commandé 6 réacteurs EPR2 destinés à remplacer ceux qui vont être arrêtés car en fin de vie. La question du financement de ces réacteurs est encore ouverte et nous avons perdu l'expérience de la construction et de la mise en service d'EPR2 (le dernier ayant été mis en service en 2000). En considérant qu'il y aura nécessairement des adaptations du design pour augmenter le niveau de sécurité et qu'il va nous falloir repasser par un cycle d'apprentissage et de maîtrise des chantiers, quand peut-on espérer connecter la tête de série de ces nouveaux réacteurs ? Dans 10 ans ? 15 ans ? J'espère que ca ne sera pas plus, en tout cas.
Si on veut se passer d'ENR pour des raisons diverses (mais peu techniques), qu'on est d'accord de dire que brûler du gaz, du charbon et du fioul n'est pas le meilleur moyen d'assurer notre avenir, il nous reste en plus du nucéaire l'hydraulique. Et là, on a de la chance, la France a un beau parc. Mais les ressources s'amenuisent avec la disparition des glaciers et on ne veut pas construire, à priori, de nouveaux barrages pour retenir l'eau lors des orages en montagne. Ce qui fait que les prévisions de production de notre parc hydraulique à moyen terme sont en baisse.
Que fait-on entre temps ? Le plan du tout nucléaire ne fonctionnera pas, il faudra d'autres sources. Les veut-on fossiles avec tous les problèmes que cela implique, ou accepte-t-on les ENR dans le mix avec leurs avantages et inconvénients ?
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tousse Superphénix tousse
+ Astrid et autres.
Je pense que la fermeture du cycle d'uranium ne verra pas le jour. Et même si j'avais tort (franchement, j'aimerai bien!), quand peut-on l'espérer ? Plus personne ne travaille sur ces sujets, il faut tout reconstruire. Le capital qu'on va réussir à mobiliser pour l'énergie va aller à de nouveaux moyens de production, et dans le cas d'EDF, cela sera probablement en majorité le nucléaire.
La recherche passera après, et on connaît tous l'état des finances de ce secteur.
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qu'on se serve des compteurs Linky et de leur capacité de signalisation, afin que le parc de véhicules électriques branchés puisse absorber un trop plein. Faudrait une tarification bien pensée pour que ce soit gagnant-gagnant — que ça permette aux particuliers de faire des économies *ET* à EDF d'y trouver son compte (en faisant remonter le prix négatif sur le marché de gros), et il faudrait que ça aie un mode de fonctionnement bien pensé. Par exemple, que les particuliers concernés puissent effectivement dire, « ça me gêne pas de laisser mon V.E. chargé à 50% max jusqu'à demain, mais vous me le chargerez à 100% à moindre frais si vous surproduisez ». Je pense que ça serait déjà pas mal.
Linky est effectivement fait pour ca et le maillon compteur<>système IT est déjà prêt. Je crois que le maillon fournisseur<>ENEDIS ne l'est pas, et qu'il n'est pas prévu par ENEDIS à l'heure actuelle de faire évoluer cette partie.
Il y a pas mal de contraintes réglementaires aussi.
Ensuite, il y a le fait qu'on est en France, et qu'au lieu d'utiliser des protocoles de communication standards pour smart meters, on a décidé de pondre la TIC. Une grande partie des appareils ne peut donc pas aisément s'interfacer avec et les équipementiers doivent développer des versions spécifiques pour le marche français... ce qui fait qu'aujourd'hui, les programmes de pilotage de charge autre que le contacteur HP/HC du Linky utilisent des boitiers connectés à internet, et donc pas Linky.
Assez dommage, mais je ne perd pas espoir que cela change un jour.
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En laissant le trolling de côté, je pense qu'on est tous d'accord que le nucléaire est meilleur pour notre avenir que le charbon, le gaz ou le fioul.
On a 63GW de puissance nucléaire installée il me semble, bientôt 1.6GW de plus avec la fin de la mise en service de Flammanville 3 qui est en test. On ne pourrait pas couvrir l'intégralité de notre conso avec notre parc existant: on a des pics à 80-90GW l'hiver, il y a des maintenances, des problèmes inopinés liés notamment au vieillissement (corrosions sous contraintes), des réductions de production liées à la chaleur des cours d'eaux l'été, etc.
Donc il nous faudrait de nouvelles centrales.
On a quasiment mis deux décénies à construire et démarrer Flammanville 3, qui est un EPR 3. Il y a plein de raisons à cela: problèmes techniques et réglementaires, manque d'expérience, etc. mais le capital était là.
Emmanuel Macron a commandé 6 réacteurs EPR2 destinés à remplacer ceux qui vont être arrêtés car en fin de vie. La question du financement de ces réacteurs est encore ouverte et nous avons perdu l'expérience de la construction et de la mise en service d'EPR2 (le dernier ayant été mis en service en 2000). En considérant qu'il y aura nécessairement des adaptations du design pour augmenter le niveau de sécurité et qu'il va nous falloir repasser par un cycle d'apprentissage et de maîtrise des chantiers, quand peut-on espérer connecter la tête de série de ces nouveaux réacteurs ? Dans 10 ans ? 15 ans ? J'espère que ca ne sera pas plus, en tout cas.
Si on veut se passer d'ENR pour des raisons diverses (mais peu techniques), qu'on est d'accord de dire que brûler du gaz, du charbon et du fioul n'est pas le meilleur moyen d'assurer notre avenir, il nous reste en plus du nucéaire l'hydraulique. Et là, on a de la chance, la France a un beau parc. Mais les ressources s'amenuisent avec la disparition des glaciers et on ne veut pas construire, à priori, de nouveaux barrages pour retenir l'eau lors des orages en montagne. Ce qui fait que les prévisions de production de notre parc hydraulique à moyen terme sont en baisse.
Que fait-on entre temps ? Le plan du tout nucléaire ne fonctionnera pas, il faudra d'autres sources. Les veut-on fossiles avec tous les problèmes que cela implique, ou accepte-t-on les ENR dans le mix avec leurs avantages et inconvénients ?
ce qu'on appelle EPR1 / prototype serait en fait de l'EPR3, tu mets tous les 1300 MW dans les EPR et les futurs des EPR2, ça m'embrouille cette classification.
J'ai bien peur que le manque de financement colle les 6 EPR2 à la colonne peut-etre, ce serait logique et bénéfique, ça ne va pas dans le bon sens au niveau rentabilité vis à vis de la concurrence européenne.
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Linky est effectivement fait pour ca et le maillon compteur<>système IT est déjà prêt. Je crois que le maillon fournisseur<>ENEDIS ne l'est pas, et qu'il n'est pas prévu par ENEDIS à l'heure actuelle de faire évoluer cette partie.
Il y a pas mal de contraintes réglementaires aussi.
Ensuite, il y a le fait qu'on est en France, et qu'au lieu d'utiliser des protocoles de communication standards pour smart meters, on a décidé de pondre la TIC. Une grande partie des appareils ne peut donc pas aisément s'interfacer avec et les équipementiers doivent développer des versions spécifiques pour le marche français... ce qui fait qu'aujourd'hui, les programmes de pilotage de charge autre que le contacteur HP/HC du Linky utilisent des boitiers connectés à internet, et donc pas Linky.
Assez dommage, mais je ne perd pas espoir que cela change un jour.
à partir du moment où le compteur est communicant, on peut imaginer des modules optionnels de pilotage en arrière, non ?
Des modules qui pourraient être installés en complément d'installations d'auto consommation avec surplus voire même de prises de recharge auto qui pourraient être réversibles chargeur/onduleur.
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Mais les anglais en sont en train de faire ca, en version pas cher (petites surface et quelques GW seulement) avec le Maroc et un cable qui remonte jusque chez eux.
J'ai lu récemment que ce projet avait été abandonné, trop cher. Il faut que je retrouve.
J'ai retrouvé :
‘Bitter disappointment’ as UK rejects support for €29.5B project to import renewable energy from Morocco
June 27, 2025, by Nadja Skopljak
The UK Government has decided to reject the huge £25 billion (around €29.5 billion) project that would import 11.5 GW of solar and wind power from Morocco to the British grid via 4,000-kilometer HVDC subsea cables.
https://www.offshore-energy.biz/bitter-disappointment-as-uk-rejects-support-for-e29-5b-project-to-import-renewable-energy-from-morocco/
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J'ai lu récemment que ce projet avait été abandonné, trop cher. Il faut que je retrouve.
J'ai retrouvé :
‘Bitter disappointment’ as UK rejects support for €29.5B project to import renewable energy from Morocco
June 27, 2025, by Nadja Skopljak
The UK Government has decided to reject the huge £25 billion (around €29.5 billion) project that would import 11.5 GW of solar and wind power from Morocco to the British grid via 4,000-kilometer HVDC subsea cables.
https://www.offshore-energy.biz/bitter-disappointment-as-uk-rejects-support-for-e29-5b-project-to-import-renewable-energy-from-morocco/
Si les anglais n'en veulent pas, ils n'ont qu'à envoyer le câble en Irlande,, je suis sûr qu'ils sont prêts à installer plein de datacenter là bas tellement les gafam y prospèrent, surtout que pour le refroidissement, c'est bien ventilé.
La nouvelle colonisation: ce qui est moche eoliennes et les panneaux en afrique et la consommation en europe, sans pylones en prime.
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Si les anglais n'en veulent pas, ils n'ont qu'à envoyer le câble en Irlande,, je suis sûr qu'ils sont prêts à installer plein de datacenter là bas tellement les gafam y prospèrent, surtout que pour le refroidissement, c'est bien ventilé.
Les anglais ne vont rien renvoyer du tout, car le câble ne sera pas construit. Et même si les irlandais sont riches, je ne les vois pas payer ce montant.
D'autant plus que les énergies intermittentes, ce n'est pas ce qui convent aux datacenters, qui ont besoin d’énergie 24h/24, 365 jours/365...
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Les anglais ne vont rien renvoyer du tout, car le câble ne sera pas construit. Et même si les irlandais sont riches, je ne les vois pas payer ce montant.
D'autant plus que les énergies intermittentes, ce n'est pas ce qui convent aux datacenters, qui ont besoin d’énergie 24h/24, 365 jours/365...
Il ne sera pas construit par les anglais, mais il peut l'être par/pour d'autres, il peut aussi faire escale au portugal, en espagne et/ou en france même en bretagne :).
je n'ai jamais compris pourquoi des data center réunis en cloud devraient avoir besoin de tous tourner à fond h24, les tâches peuvent être réparties sur la planète,ça devrait être le cas, logiquement.
A assez court terme le rapport investissement matériel/énergie+refroidissement va certainement baisser dans des proportions énormes, donc multiplier les sites en ne les chargeant que quelques heures chacun ne devrait pas être un problème.
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à partir du moment où le compteur est communicant, on peut imaginer des modules optionnels de pilotage en arrière, non ?
Des modules qui pourraient être installés en complément d'installations d'auto consommation avec surplus voire même de prises de recharge auto qui pourraient être réversibles chargeur/onduleur.
J'ai un module qui convertit la TIC en zigbeee : https://www.zigbee2mqtt.io/devices/ZLinky_TIC.html
Il a juste fallu que je demande à Energie et Service de Seyssel de passer mon linky du mode historique au mode standard (fait dans la journée!).
Et ma domotique fait chauffer la maison, le ballon solaire, la climatisation, démarre les laves linges et vaisselles automatiquement, dès qu'il y a de l'injection au réseau.
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J'ai lu récemment que ce projet avait été abandonné, trop cher. Il faut que je retrouve.
ah oui effectivement.
Bah ils sont un peu dans la merde coté budget + crise du logement (ils importent presque 1M d'etrangers par an)
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Le Royaume Uni a 8.8GW d'intercos sous-marines avec la plaque synchrone européenne : https://en.wikipedia.org/wiki/List_of_high-voltage_transmission_links_in_the_United_Kingdom .
Ils sont en train de construire un lien de 1.4GW supplémentaire avec l'Allemagne, prévu pour mise en service en 2028.
À cela s'ajoute 1GW d'interco avec l'Irlande, qui est elle-même en train de construire un lien de 700MW avec la France.
La France est en train de construire une interco avec l'Espagne d'une capacité de 2.2GW, prévue pour mise en service fin 2027.
Les capacités d'échanges augmentent rapidement, le but étant de pouvoir transférer l'énergie de là ou elle est produite en excès vers là où la production est déficitaire. Il n'est ni réaliste économiquement ni nécessaire pour augmenter la part d'ENR dans le mix anglais qu'ils aillent directement chercher de l'électricité depuis le Maroc... il vaut bien mieux construire plusieurs intercos de plus petites distances avec leurs pays voisins, pour pouvoir évacuer leur éolien offshore l'hiver lorsqu'ils sont en excès (on sera preneur, l'Allemagne probablement aussi), et importer du solaire francais, espagnol et allemand en journée l'été (leur productible étant plus faible du fait de leur latitude).
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Un truc que j'ai jamais vraiment compris, c'est à quel point on peut réalistement transporter de l'électricité. Typiquement, est-ce qu'il y'aurait des électrons marocains qui pourraient arriver en angleterre dans la vraie vie ?
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à partir du moment où le compteur est communicant, on peut imaginer des modules optionnels de pilotage en arrière, non ?
Des modules qui pourraient être installés en complément d'installations d'auto consommation avec surplus voire même de prises de recharge auto qui pourraient être réversibles chargeur/onduleur.
On peut les imaginer, oui. Mais il faut les développer, il faut les distribuer, ces modules auront leurs limitations, leurs bugs, et un coût. J'en sais quelque chose : j'ai développé pas mal d'outils d'ingestion de la TIC dans des systèmes de gestion d'énergie industriels.
Pouvoir passer l'interface TIC dans un mode respectant un standard, tout comme on peut choisir entre "historique" et "standard", aurait été une bonne chose pour une adoption plus rapide du pilotage de la charge.
Mais même avec ce dont on dispose, aucun fournisseur d'énergie aujourd'hui n'utilise les 7 "relais virtuels" offerts par la TIC, aucun n'utilise le mécanisme de pointe mobile pour déclencher la conso dynamiquement lors d'un excès d'ENR, le signal écoWatt n'est pas retransmis par la TIC, etc. etc.
Tout est beaucoup plus figé que cela ne pourrait l'être à équipement physique déployé équivalent.
ce qu'on appelle EPR1 / prototype serait en fait de l'EPR3, tu mets tous les 1300 MW dans les EPR et les futurs des EPR2, ça m'embrouille cette classification.
Franchement, je suis probablement tout aussi embrouillé que toi :-) Je ne connais pas dans le détail les différences entre les designs... je trouve simplement aberrant qu'on ne duplique pas le design qu'on a passé 20 ans à construire et mettre en service, mais si cela se trouve, c'est ce qu'on va faire et je me plante simplement dans ma compréhension des types de réacteurs et de leur dénomination ?
J'ai bien peur que le manque de financement colle les 6 EPR2 à la colonne peut-être, ce serait logique et bénéfique, ça ne va pas dans le bon sens au niveau rentabilité vis à vis de la concurrence européenne.
Le MWh atteint régulièrement des prix supérieurs à 100 euros aux pointes, voire bien plus lors des problèmes d'approvisionnement en gaz. Luc Rémont, ancien PDG d'EDF, annoncait qu'il fallait à EDF un prix moyen de 100 euros/MWh nucléaire pour pouvoir exploiter correctement le parc existant (qui est rentabilisé car construit depuis bien longtemps, mais vieux, et qui nécessite de très importants travaux de maintenance pour continuer à exploiter).
Le prix de l'électricité ENR sort autour de 15-30 euros/MWh avant stockage, services systèmes et réserves, donc il y aura toujours un écart, mais pas insurmontable non plus.
Posséder une flotte nucléaire en bon état de marche capable de produire pour nos aussi pour nos voisins est une bonne chose. Vouloir faire exclusivement du nucléaire n'a aucun sens économique, c'est sûr.
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Un truc que j'ai jamais vraiment compris, c'est à quel point on peut réalistement transporter de l'électricité. Typiquement, est-ce qu'il y'aurait des électrons marocains qui pourraient arriver en angleterre dans la vraie vie ?
Avec une interco directe, oui... mais on voit bien que ce n'est pas économiquement viable.
Sur un grid interconnecté (il n'a même pas besoin d'être synchrone si on utilise des liens à courant continu comme le Royaume Uni), tout ce qui compte est d'équilibrer la consommation avec la production.
Lorsque l'Espagne est en excédent solaire et que l'Angleterre est en déficit, on a donc:
1) un import par l'Angleterre depuis la France (notamment)
2) un export de l'Espagne vers la France
On pourrait considérer que la puissance exportée par l'Espagne ne fait que "traverser" la France, si la puissance de 1) correspond à la puissance de 2), et que la France est indépendante, autonome et n'a besoin de personne (certains politiques tiennent ce discours, je ne l'invente pas, en disant donc que les intercos sont du vol d'argent à la France par l'Europe... bref).
En réalité, la puissance appelée par un consommateur émane du/des producteur(s) le(s) plus "proche(s)": le flux d'électrons, transportant l'énergie, va avoir tendance naturellement à emprunter le chemin de plus faible impédance.
Si on pousse 2GW en France à travers la frontière Espagnole, ces 2GW vont être consommés au plus près (dans le sud-ouest de la France), puis, si il y a surplus, vont se propager dans le réseau de transport à d'autres noeuds (par exemple, le sud-est, le centre, la facade atlantique, etc.).
À moins que la France ne consomme moins que cela (la blague) et qu'elle ne se découple entièrement de ses voisins italiens, suisses, allemands, belges, etc., l'énergie portée par ces électrons importés d'Espagne ne va pas traverser le pays pour partir vers l'Angleterre.
Donc en réalité, il faut considérer l'import espagnol comme une production supplémentaire localisé dans le sud-ouest de la France. Cette production s'ajoute à celle des autres moyens de prod couplés et actifs et va alimenter le sud-ouest sans emprunter le réseau de transport francais remontant l'axe nord-sud.
L'export vers l'Angleterre se manifeste comme une charge située dans la manche, et donc va consommer l'énergie générée au plus proche (nucléaire, éolien, solaire dans le nord/nord-ouest du pays). Pour peu que ces moyens de prod soient capables de fournir la puissance nécessaire à satisfaire la conso "locale" et l'export, il n'y aura pas de flux de puissance dans le réseau de transport Francais en provenance du reste du pays pour "importer" l'énergie envoyée en Angleterre.
Dans une certaine mesure, les intercos avec les pays voisins *diminuent* le besoin en capacité de transport sur l'axe nord-sud Francais, même si ce n'est pas suffisant et qu'il nous faut de nouvelles lignes pour créér un couloir européen de l'électricité (Finlande-Suède-Allemagne-France-Espagne-Portugal).
Donc pour que de l'énergie produite au Maroc arrive en Angleterre en traversant l'Espagne et la France, il faudrait que le Maroc exporte à minima plus que la conso de la France, de l'Espagne et du Portugal réunies, et qu'on ait les capas d'interco pour transporter tout cela. Pas super réaliste, donc :-)
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Un truc que j'ai jamais vraiment compris, c'est à quel point on peut réalistement transporter de l'électricité. Typiquement, est-ce qu'il y'aurait des électrons marocains qui pourraient arriver en angleterre dans la vraie vie ?
Oui avec une liaison DC (à la vitesse de 1 mètre par heure).
Non avec une liaison AC puisqu'ils oscillent à 50Hz.
Si on oublie les électrons, une puissance produite au Maroc sera consommée au plus près et c'est pas cascade qu'un trop plein se retrouvera en Angleterre.
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J'ai un module qui convertit la TIC en zigbeee : https://www.zigbee2mqtt.io/devices/ZLinky_TIC.html
Il a juste fallu que je demande à Energie et Service de Seyssel de passer mon linky du mode historique au mode standard (fait dans la journée!).
Et ma domotique fait chauffer la maison, le ballon solaire, la climatisation, démarre les laves linges et vaisselles automatiquement, dès qu'il y a de l'injection au réseau.
c'est vrai que avec les 8 contacts virtuels en plus des compteurs, il y aurait déjà moyen de commander pas mal de choses chez le client, 126 commandes différentes si on les combien en binaire et que l'on exclue le premier bit relais HP/HC du contact sec ainsi que l'état zéro.
Le problème c'est l'état unidirectionnel de la TIC qui ne permet pas d'envoyer d'accusé de réception.
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Donc pour que de l'énergie produite au Maroc arrive en Angleterre en traversant l'Espagne et la France, il faudrait que le Maroc exporte à minima plus que la conso de la France, de l'Espagne et du Portugal réunies, et qu'on ait les capas d'interco pour transporter tout cela. Pas super réaliste, donc :-)
non non ils voulaient passer par un cable sous-marin dédié pour eux.
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non non ils voulaient passer par un cable sous-marin dédié pour eux.
Oui, c'est bien ce que je dis : ils se sont vite rendus compte que ce n'était pas économiquement viable et qu'il valait bien mieux continuer à investir dans des liaisons à plus courte distance.
Une liaison sous-marine de 11.5GW (!) sur 4000 km (!!), ca passe déjà mal le test physique, alors si on y rajoute un prix de 25 millions de livres, le coût d'entretien d'un tel engin + les risques géopolitiques actuels (NordStream1 et EstLink1 font quelle longueur déjà? Ils ont tous deux étés attaqués et mis hors service ces dernières années...), ca a de fortes chances de ne pas être pris au sérieux.
De plus, derrière des projets comme ca, il faut mettre les moyens de prod pour remplir le tuyau. Si c'est pour transporter 1GW, ca n'a pas d'intérêt... donc investir dans des moyens de prod importants au Maroc.
Mettons que cela puisse se faire, vu que le PV est la source d'énergie la moins chère qui existe au MWh. Le Royaume Uni se retrouve dépendant géopolitiquement de l'Afrique du Nord à hauteur de 1/3 ou 1/4 de sa puissance appelée ? On est dans le domaine de la folie. Il vaut bien mieux investir dans de l'éolien offshore, du nucléaire, du stockage et des intercos avec l'Europe.
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Oui, 4000 km de câbles HVDC. On comprend le coût...
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Et pour 11GW, ca ne serait pas seulement un câble par pôle, hein...
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Cela ne fait que 5 DeLoreans.
2.3 gigowatts!
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Oui, 4000 km de câbles HVDC. On comprend le coût...
bah, même avec un facteur de charge de 20%, ça reste moins cher qu'un EPR:
https://www.connaissancedesenergies.org/afp/londres-conteste-que-le-cout-dun-de-ses-deux-epr-construits-par-edf-ait-double-250114-0 (https://www.connaissancedesenergies.org/afp/londres-conteste-que-le-cout-dun-de-ses-deux-epr-construits-par-edf-ait-double-250114-0)
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Le coût total estimé de l'EPR de Flamanville par la Cour des Comptes est de 23.7 milliards d'euros, donc moins que ce câble de 4000 km, à 29.5 milliards d'eurs
Et là, tu ne comptes que le câble, pas le coût de la construction des parcs photovoltaïques et éolens, comme le soulignait Simon.
Pour revenir à la différence entre EPR type Flamanville et EPR2, il y en particulier le fait que la double enceinte de confinement a été abandonnée, ce qui réduit nettement les couts, la masse de béton, et la complexité de la construction. Suite aux accidents de de Tchernobyl et Fukushima, Les exigences de sécurité avaient été augmentées à l’absurde, ce qui a fait exploser les coûts, tandis que d'autre part on ne construisait plus de réacteurs, et que nos partenaires allemands (Siemens et ses turbines) abandonnaient le nucléaire.
Le programme des 6 EPR2 (trois paires), après pas mal de révisions est estimé à 80 milliards d'euros, soit 13 milliards par réacteur. Si on arrive à industrialiser et faire des séries, en simplifiant la construction, on peut aboutir à des prix bien moindres que les EPR déjà construits.
Mais on peut aussi faire mieux, en regardant à l'étranger, et en particulier en Corée. Entre 2012 et 2024, celle-ci a construit 4 réacteurs à Abou-Dhabi pour 24 milliards de dollars, soit 6 milliards le réacteur. Elle a remporté un marché de deux réacteurs en république tchèque pour 17 milliards d'euros, soit environ 9 milliards par réacteur, au nez et à la barbe d'EDF, trop cher.
https://www.teamfrance-export.fr/infos-sectorielles/33862/33862-la-coree-du-sud-obtient-un-contrat-de-173-mds-usd-pour-la-construction-dune-centrale-nucleaire-en-republique-tcheque
Mais on peut regarder aussi du côté de la Chine. Celle-ci a lancé en 2024 5 projets de centrales nucléaires pour au total 11 réacteurs, pour un coût estimé de 24 milliards de dollars, soit environ 2.3 milliards le réacteur, avec une prévision de construction en 56 mois, soit 4 ans et demi...
https://www.sfen.org/rgn/la-chine-commande-11-nouveaux-reacteurs-nucleaires-en-un-temps-et-a-un-cout-records/
Le vrai coût du nucléaire et ses délais, ce n'est pas forcément celui des EPR d'EDF...
Pour rappel, avec le plan Messmer, on a construit à partir de 1975 une cinquantaine de réacteurs en 10 ans, pour 1 milliard de francs le réacteur environ, soit 150 millions d'euros... Même en comptant l'inflation, était à des coûts bien moindres à lépoque.
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Le prix de l'électricité ENR sort autour de 15-30 euros/MWh avant stockage, services systèmes et réserves, donc il y aura toujours un écart, mais pas insurmontable non plus.
Cela parait une estimation très optimiste. On sait par exemple que le tarif Obligation d'Achat (OA) de la surproduction photovoltaïque sur les toits, était jusqu'en 2024 de 12.7 cts d'euros le kWh, soit 127 € le MWh, avec engagements sur 20 ans (ce dont bénéficie Steph). En 2025, parce que c'était très cher pour EDF et l’État, la CRE a réduit à 4 € le kWh, soit 40 € le MWh, pour les nouveaux projets, donc toujours bien au-dessus des 15-30 € dont tu parles, et toujours garantis 20 ans. La CRE a donc décidé de revoir tous les trimestres les tarifs des nouveaux projets, mais cela ne concerne pas les anciens.
Pour la vente totale, voir ci-dessous, même après la baisse au 1er Juillet 2025, on est encore à 12.43 € le kWh, soit 124.3 € le MWh, pour les installations de moins de 36 kWc, et de 10.81 € le Kx, soit 108.1 € le MWh pour les installations de moins de 100 kWc.
Pour l'éolien on a vu que pour le parc éolien de la baie de Saint-Brieux, on était à un tarif garanti sur 20 ans de 196 € le MWh.
Si le prix de revient est bien de 15-30 € le MWh, certains font de gros bénéfices...
On est donc bien au delà des tarifs moyens du marché, surtout en cette période de surproduction due au photovoltaïque en journée, de moins de 70 € le MWh, dont il faut alors compenser la différence.
On est aussi bien au delà du tarif cible demandé par EDF pour garantir la rentabilité des 6 nouveaux EPR2, soit 100 € le MWh, et alors que l'Etat demandait plutôt 70 € le MWh.
Et pour rappel, le tarif ARENH imposé par l’État à EDF était de 42 € le MWh.
Avec les prix négatifs que l'on observe, ce sont tous ces plans de financement de nouvelles centrales, quelles que soit leur type, qui sont menacés. Et ce serait ruineux pour l’État de vouloir compenser la différence pour les EnR.
https://www.les-energies-renouvelables.eu/conseils/photovoltaique/tarif-rachat-electricite-photovoltaique/
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Je suis dégoûté, j'ai cherché pas mal de statistiques et de chiffres ce matin et mon navigateur a planté avant que je ne puisse poster... En bref:
Si tu ne regardes que les volumes OA, je suis d'accord avec toi. Mais ce serait être myope que de ne s'arrêter qu'à cela.
D'une part parce que, pour le PV, EDF OA n'est plus accessible aux parcs au sol de plus de 200kWc, donc toutes les centrales de grande envergure sont soumises au marché.
Pour le PV en toiture, on peut aller jusqu'à 500kWc et bénéficier d'OA. Bien souvent, ces installs sont plus chères à réaliser car il faut soit installer des ombrières, soit renforcer les toits, etc. Je vois cette catégorie comme une continuité de la loi climat-résilience qui tente de diminuer l'impact des zones industrielles et commerciales qui s'étendent à perte de vue (la "France moche"), mais OK, point concédé.
Les petites installs <9kWc ne sont plus du tout éligibles à la revente totale, et le tarif de rachat du surplus est tombé à 4 centimes/kWh, c'est à dire quasiment rien : le petit PV en toiture est donc maintenant exclusivement voué à l'autoconsommation et sa réinjection sur le réseau, à titre quasi gratuit, sera vue comme une diminution de la puissance appelée. Mon interprétation est que le gouvernement a choisi de limiter drastiquement le déploiement des installs solaires individuelles au dela de ce qui est strictement nécessaire : à ce tarif de rachat là, l'optimum est probablement autour de 1-2kWc pour un particulier.
Pour les parcs éoliens onshore, OA n'est plus accessibles. Il existe un mécanisme de compensation (subvention de l'état) dont les conditions d'accès sont très restrictives et qui ne concernent que les très petits parcs (jusqu'à 6 mats de 137m de hauteur max).
Et comme tu le dis, le gouvernement a fait le choix d'autoriser aux premiers parcs éoliens offshore l'accès à EDF OA. Pour moi, c'est plus une politique publique pour créer et structurer une filière qui n'existait pas chez nous, et à priori les prochains parcs ne seront pas éligibles. Mais OK, point concédé aussi.
La grande majorité des parcs industriels (de plusieurs MW voire dizaines ou centaines de MW pour les plus gros), qu'ils soient solaires ou éoliens, vont donc être soumis aux règles du marché et donc réduire drastiquement leur impact sur les prix négatifs.
Les parcs ENR construits en 2005 et avant arrivent à expiration de leur contrat OA et passent progressivement à des PPA (avec agrégateurs, fournisseurs d'énergie ou gros consommateurs directement dans de rares cas). Ils vont donc rejoindre progressivement les nouveaux parcs, car ils ne peuvent pas renouveler leur contrat OA, et même s'ils le faisaient, le tarif de rachat serait bien plus faible.
On peut donc se demander à combien sort le MWh de ces PPA éoliens et solaires... c'est difficile à dire, car ce sont des contrats entre entités privées.
Mais l'ADEME donnait pour 2022 un LCOE pour l´eolien onshore de 59 euros/MWh, et prévoit une chute de ce prix à 50 euros/MWh à l'horizon 2030 (https://librairie.ademe.fr/societe-et-politiques-publiques/7941-evolution-des-couts-des-energies-renouvelables-et-de-recuperation-entre-2012-et-2022-synthese-9791029724978.html).
Pour les grands parcs PV au sol, l'ADEME calculait 70 euros/MWh, et on sait que les prix ont drastiquement chuté en 3 ans.
Pour la quasi-totalité des nouveaux moyens de production, et pour une part grandissante de ceux historiques, on est donc bien en dessous de 100 euros/MWh.
Alors OK, à cela, il faut ajouter des moyens de réserve (stockage/moyens de prod/flexibilités), mais je pense qu'on arrive à rester sous la barre des 90-100 euros/MWh même en comptant cela.
Et en effet, mon estimation de 15-30 euros/MWh n'était pas pour le marché français, mea culpa. Il fait aller voir nos voisins portugais, espagnols ou plus au sud pour obtenir ces prix là.
EDIT: Pour mettre les choses en perspective, EDF OA en 2023 représentait un volume de 49.1 TWh (https://www.edf-oa.fr/sites/default/files/STATISTIQUE/presentation_ventes_forward_oa.pdf) pour une production de 494.7 TWh (rapport RTE 2023), soit ~10% de l'électricité produite en France.
EDF OA n'achète pas que de l'éolien et du solaire, il y a aussi la filière déchets et méthanisation, qui a produit en 2023 10TWh (rapport RTE 2023).
En fouillant un peu, j'ai trouvé qu'EDF OA avait acheté 14.4 TWh de PV en 2023 (https://www.edf-oa.fr/sites/default/files/lettre_du_pv_2024_projet_v5.pdf), pour 21.6TWh produits (rapport RTE 2023).
En prenant ta base de 127 euros/MWh, sur 14.4 TWh de solaire, on arrive à 1.828 milliards d'euros de versements OA sur 2023.
Pour l'éolien, je n'arrive pas à trouver le volume en TWh couvert par OA... mais en considérant que tout le reste d'OA est éolien (ce qui est faux), on aurait 4.4 Mds euros de versements OA sur 2023.
Ces montants et volumes ne sont pas inconséquents, j'en conviens, mais ils ne sont pas non plus énormes. Par contre, je suis d'accord de dire que l'accès à OA nécessitait d'être réduit, tant en prix/MWh qu'en termes d'éligibilité, vu que les technos maturent et que les projets ENR arrivent maintenant à se financer sans avoir recours aux subventions.
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Je vais recharger les voitures de mes voisins pour rentabiliser... :D
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EDIT: Pour mettre les choses en perspective, EDF OA en 2023 représentait un volume de 49.1 TWh (https://www.edf-oa.fr/sites/default/files/STATISTIQUE/presentation_ventes_forward_oa.pdf) pour une production de 494.7 TWh (rapport RTE 2023), soit ~10% de l'électricité produite en France.
EDF OA n'achète pas que de l'éolien et du solaire, il y a aussi la filière déchets et méthanisation, qui a produit en 2023 10TWh (rapport RTE 2023).
En fouillant un peu, j'ai trouvé qu'EDF OA avait acheté 14.4 TWh de PV en 2023 (https://www.edf-oa.fr/sites/default/files/lettre_du_pv_2024_projet_v5.pdf), pour 21.6TWh produits (rapport RTE 2023).
En prenant ta base de 127 euros/MWh, sur 14.4 TWh de solaire, on arrive à 1.828 milliards d'euros de versements OA sur 2023.
Pour l'éolien, je n'arrive pas à trouver le volume en TWh couvert par OA... mais en considérant que tout le reste d'OA est éolien (ce qui est faux), on aurait 4.4 Mds euros de versements OA sur 2023.
Ces montants et volumes ne sont pas inconséquents, j'en conviens, mais ils ne sont pas non plus énormes. Par contre, je suis d'accord de dire que l'accès à OA nécessitait d'être réduit, tant en prix/MWh qu'en termes d'éligibilité, vu que les technos maturent et que les projets ENR arrivent maintenant à se financer sans avoir recours aux subventions.
En fait, pour 2024, la Commission de Régulation de l'Energie avait réévalué la charge pour l'Etat, à 4.2 milliards d'euros. Cela a été confirmé dans son rapport d'activité 2024 publié le 9 Juin dernier. Mais pour 2025, ce montant est estimé à 8.9 milliards d'euros (Md€). Cela est du à la baisse des prix de gros, qui fait que la compensation entre prix garanti (en plus des OA, on a aussi des CR, Compléments de de Rémunération, pour les EnR), et le prix du marché a augmenté.
Voir p80 du rapport d'activité :
Les charges de service public de l’énergie revenues à leur niveau d’avant-crise
En juillet 2024, la CRE a procédé à l’évaluation annuelle prévisionnelle des charges de service public de l’énergie (CSPE) à compenser en 2025. Compte-tenu de la fin des mécanismes exceptionnels de protection des consommateurs et de la baisse des prix de gros de l’électricité, les montants des CSPE pour 2025 reviennent progressivement à leur niveau d’avant-crise.
En juillet 2024, la CRE a procédé à l’évaluation annuelle prévisionnelle des charges de service public de l’énergie (CSPE) pour 2025. Compte-tenu de la fin des mécanismes exceptionnels de protection des consommateurs et de la baisse des prix de gros de l’électricité,
les montants des CSPE pour 2025 reviennent progressivement à leur niveau d’avant-crise.
Ainsi, l’évaluation des charges pour 2025 s’élève à 8,9 Md€. Ces charges sont principalement fondées sur les charges prévisionnelles au titre de 2025 (9,5 Md€), diminuées du complément de prix ARENH 2024 qui revient au budget de l’État (600 M€), conformément à la loi de finances pour 2024.
La CRE a également réévalué les charges pour 2024 qui s’établissent à 4,2 Md€.
La réévaluation à la hausse des charges pour 2024 est principalement le résultat de deux évolutions opposées, liées l’un comme l’autre à la baisse des prix de gros de l’énergie :
- la hausse des charges liées au soutien aux énergies renouvelables en métropole continentale ;
- la baisse des charges liées aux boucliers tarifaires et aux amortisseurs au titre de 2023
https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2025/CRE_RA2024.pdf
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Il existe même un Comité de gestion des charges de service public de l’électricité (CGCSPE), depuis 2015, chargé d'estimer les "Charges de Service Public de l'Energie" dues au soutien (lire subventions), aux EnR. Il a rendu en 2025, un rapport prévisionnel suite aux prévisions de la PPE3 (Programmation Pluriannuelle de l'Energie) 2025-2030 et 2030-2035.
https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/documents/Avis_du_CGCSPE_PPE3.pdf
Il a publié en particulier une "chronique des charges", c'est à dire une prévision des charges pour l'Etat dans les années à venir du soutien aux EnR, avec des courbes. Les prévisions dépendent bien sûr des prix de gros de l'électricité à venir, et il a retenu différents scénarios, prix bas, ~54 € le MWh, prix médian 70 € le MWh, et prix haut, 94 € le MWh, voir ci dessous. La partie grise correspond aux engagements déjà pris à fin 2024, et les autres éléments aux nouveaux engagements dans le cadre de la PPE3
Dans le scénario médian, on a pic de "Charges" à 8.7 milliards en 2027, puis les charges baissent (fin de certains vieux engagements). Mais dans le scénario prix bas, plutôt celui que l'on connait actuellement, on atteint plutôt un pic de "Charges" entre 10.2 et 12.4 milliards d'euros en 2036...
Ce comité parle aussi de prix "captés", c'est à dire de prix aux heures où les énergies renouvelables produisent le plus. On sait que pour le solaire, c'est en gros de 10h à 17h, avec des prix au printemps et été qui deviennent négatifs, ou au moins proches de zéro. Et qui s'écartent donc au plus des prix garantis.
On arrive à un total de Charges jusqu'en 2060 assez affolant (qui ne compte pas les 200 milliards estimés pour les nouvelles lignes THT par RTE et Enedis) de 216 à 258 milliards d'euros dans le scénario pris bas, et 130 à 159 milliards d'euros (valeur 2024), dans le scénario prix médian.
P.S : Pour le raccordement, le rapport le note d'ailleurs p5 :
10 Pour l’éolien en mer, le coût du raccordement est supporté par le gestionnaire de réseau et n’apparait donc pas dans ces estimations.
Mais on sait qu'il n'est pas supporté que par le gestionnaire du réseau, il est supporté principalement par les consommateurs entreprise ou prives au travers de la taxe TURPE. Ne pas le compter dans le coût du MWh d'éolien en mer est donc un peu trompeur.
Rq : CSPE : Charges de Service Public de l’Énergie.
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On a aussi un résumé p10 des futurs engagements selon les filières contenus dans ce projet PPE3 :
I. Description des objectifs du projet de PPE3 par filière concernée par les charges de service public de l’énergie
Le projet de PPE3 fixe des objectifs ambitieux pour le développement des énergies renouvelables électriques et notamment pour celles soutenues par le système de compensation des charges de service public de l’énergie avec des trajectoires en termes de puissance installée :
- Solaire photovoltaïque (PV) : le parc atteignait une puissance installée hors Corse de 21,4 GW à la fin du premier semestre 2024. La PPE3 prévoit une augmentation significative, avec un objectif de 54 à 60 GW en 2030 et de 75 à 100 GW en 2035 ;
- Éolien terrestre : le parc atteignait une puissance installée hors Corse de 22,7 GW à la fin du premier semestre 2024. La PPE3 fixe des objectifs de 33 à 35 GW en 2030 et de 40 à 45 GW en 2035 ;
- Éolien en mer : le parc atteignait une puissance installée hors Corse de 1,5 GW à la fin du premier semestre 2024. La PPE3 prévoit des objectifs de 4 GW en 2030, puis 18 GW en 2035 ;
- Hydraulique (incluant les STEP) : le parc atteignant une puissance installée hors Corse de 25,5 GW fin 2023. La PPE3 prévoit des objectifs de 26 GW en 2030 et 29 GW en 2035.
Par ailleurs, le projet de PPE3 définit des objectifs pour la filière du biométhane injecté. La production annuelle cible est de 44 TWh en 2030 et entre 44 et 79 TWh en 2035, contre 11,1 TWh produits lors du deuxième semestre 2023 et du premier semestre 2024.
On a donc en particulier pour le photovoltaïque une prévision de multiplication par x2.5 des capacités du photovoltaïque d'ici 2030, et x4 d'ici 2035.
Et bien sûr, les prix de gros ne sont pas fixés que par la France, on est dans un marché de l'électricité européen, où on dépend de ce qui est produit aussi par nos voisins. Qui ont peu ou prou la même politique d'augmentation des capacités de solaire et d'éolien, puisque c'est aussi une politique européenne.
Dans ces conditions, il est clair que la surproduction d'électricité d'origine photovoltaïque en milieu de journée ne peut que s'accroitre dans les années à venir, et donc la pression sur les prix, négatifs ou très bas.
Et donc on en arrive, en France, mais ce sera aussi probablement le cas chez nos voisins, à cette nouvelle politique absurde, qui est que pour limiter la surproduction, et les prix négatifs, on en vient à payer les producteurs de PV ou éolien pour ne pas produire à certaines heures de surproduction, là où ils sont le plus en capacité de le faire...
Et donc à une politique où au nom de la lutte contre le réchauffement climatique, grâce au développement de moyens de production d'électricité renouvelable "propre" (n'émettant pas de CO2), à leur demander de ne pas produire à certaines heures !
Ce qui est bien sûr la conséquence de l'intermittence des énergies renouvelables, dépendant de la météo.
On remarque par ailleurs que concernant l'hydro-électricité, il n'est prévu que de très faibles augmentations de capacité.
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Si en plus, on me donne des sous quand je recharge les voitures de mes voisins l'après midi et que je ne renvois rien au grid, je ne suis pas contre... ;D
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Bonjour
Pour atténuer ce phénomène d'énergie verte perdue mon fournisseur d'énergie me rémunère pour décaler ma consommation vers ces plages horaires, par exemple hier j'ai eu consigne de décaler, si possible, ma consommation entre 14h et 17h, à noter que je ne suis pas pénalisé si je ne le fais pas.
C'est même plus avantageux de décaler ma consommation vers ces "heures bonus" que d'utiliser mon créneau heures creuses de l’après midi (12h30 → 14h30)
https://www.octopusenergy.fr/heures-bonus (https://www.octopusenergy.fr/heures-bonus)
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C'est beau mais tant que le truc n'est pas automatisé, c'est chiant...
D'où l'intérêt de la domotique personnelle : C'est automatisé, mais c'est chez moi et je fais ce que je veux.
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hitzeflautes et dunkelflautes
On connaissait le terme dunkelflautes, qui signifie, surtout en hiver, jours gris et sans vent, où le solaire et l'éolien produisent très peu.
Dans un article d'aujourd'hui, le quotidien anglais The Guardian indique qu'un nouveau terme est sorti, le hitzelfalaute, de l'allemand hitzel qui signifie chaleur. Donc hitzelflaute indique les jours chauds et sans vent, où l'éolien produit peu. En journée, il y a le solaire, mais qui produit en telle quantité qu'il y a surproduction en journée, et prix très bas ou négatifs, et les centrales au gaz ou au charbon, qui doivent être arrêtées. Et au contraire, quand la nuit tombe, le solaire ne produit pas, et les centrales à gaz ou à charbon doivent être rallumées (les anglais n'ont pas beaucoup de nucléaire), et elles n'aiment pas, ce qui entraine des surcoûts.
Dans le Yorkshire, ils produisent même de l'électricité en brûlant du bois importé d'Amérique du Nord...
Et l'article indique que cela entraine un chaos sur les marchés de gros de l'énergie...
D'après l'article, avec les jours chauds mais peu venteux qu'à connu la Grande-Bretagne, la vitesse moyenne du vent, sur la période de Mars à Mai, serait tombée de 8.3 noeuds à 7.3 noeuds. Comme l'électricité produite varie comme le cube de la vitesse du vent, cela doit faire quelque chose comme 30% d'électricité produite en moins.
Au total, le prix de l'électricité augmente en Grande-Bretagne, et on voit quand même qu'ils ont une spécificité, en journée, ce sont eux qui ont les prix de gros les plus élevés, dans les 70 €/MWh, voir illustrations ci-dessous tirées des sites RTE et Electricitymap (Rq : c'est une très mauvaise idée de RTE d'avoir adopté le mode sombre, avec pour la France la couleur bleue foncée qui ne se distingue pas sur le noir)...
The weather phenomenon driving up Britain’s electricity bills
Clear skies, low winds and sunshine sound like perfect weather – but not for the energy industry
Jonathan Leake - 12 July 2025 11:00am BST
A surge of windless heatwaves hitting this summer is wreaking havoc on electricity markets and driving up bills for consumers, according to energy experts.
The industry is already familiar with “dunkelflautes” – the increasingly common spells of freezing windless winter weather when wind and solar farm output plummets. Now it is reporting a similar “hitzeflaute” phenomenon in summer, with longer spells of warm windless weather also becoming more prevalent with climate change.
Hitzeflaute comes from hitze – the German word for heat – and flaute, which means lull, reflecting the absence of strong winds in such spells.
It means Europe and the UK are becoming increasingly dependent on solar power during the day but, in the absence of wind, having to ramp up gas, coal and nuclear power stations in the evening.
The phenomenon also causes massive market swings with power prices often going negative in daytime when solar is peaking, but surging up to £200 or £300 per megawatt hour when the sun goes down, especially if wind output is low.
The UK faces just such a spell this weekend, with a high pressure weather system bringing clear skies, sunshine and low winds that will coincide with the Wimbledon tennis finals.
“These spells are becoming longer and more frequent and hitzeflaute is emerging as the new term for them,” said Jean-Paul Harreman, a senior analyst at Montel, which specialises in European energy data and convening the first conference on hitzeflautes this week.
“The weather is changing at a time when the energy transition is making us more dependent on the weather to generate our electricity from wind and solar. So it is all causing a degree of chaos in the energy markets.”
Met Office data confirms that British wind speeds have been falling, with recent spells of very low winds.
UK wind speeds from March to May this year were 14pc lower than the same spell last year – averaging 7.3 knots compared with 8.3 knots in 2024.
The Met Office said in a report: “March to May 2025 was the least windiest recorded for the period in the series commencing from 2001.”
Such weather phenomena have become increasingly important as the UK and Europe ramp up their dependence on intermittent sources of electricity such as wind and solar farms.
A spell of windless weather in winter or summer leaves the UK highly reliant on imports via the subsea interconnectors linking us with the Continent.
Recent windless spells have seen southern England sourcing up to 65pc of its electricity from abroad, mostly from France.
Yorkshire’s electricity is even more anachronistic. When wind speeds plummet and solar switches off, the county is often powered largely by wood imported from North America and burnt to generate electricity at the massive Drax power station.
Mr Harreman said the growing dominance of renewables and the growing prevalence of both hitzeflautes and dunkelflautes was changing British and European energy markets – often causing price spikes.
“On a sunny day we can see solar farms ramping up through the morning. They often produce so much energy that prices become negative and gas, nuclear and coal stations are turned down.
“But as the sun goes down demand surges as do prices – so we have to ramp them back up again. It’s not good for power stations to ramp up and down like this. And the costs all get added to bills.”
https://www.telegraph.co.uk/business/2025/07/12/the-weather-phenomenon-driving-up-electricity-bills-in-brit/
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hitzeflautes et dunkelflautes
On connaissait le terme dunkelflautes, qui signifie, surtout en hiver, jours gris et sans vent, où le solaire et l'éolien produisent très peu.
Dans un article d'aujourd'hui, le quotidien anglais The Guardian indique qu'un nouveau terme est sorti, le hitzelfalaute, de l'allemand hitzel qui signifie chaleur. Donc hitzelflaute indique les jours chauds et sans vent, où l'éolien produit peu. En journée, il y a le solaire, mais qui produit en telle quantité qu'il y a surproduction en journée, et prix très bas ou négatifs, et les centrales au gaz ou au charbon, qui doivent être arrêtées. Et au contraire, quand la nuit tombe, le solaire ne produit pas, et les centrales à gaz ou à charbon doivent être rallumées (les anglais n'ont pas beaucoup de nucléaire), et elles n'aiment pas, ce qui entraine des surcoûts.
Dans le Yorkshire, ils produisent même de l'électricité en brûlant du bois importé d'Amérique du Nord...
Et l'article indique que cela entraine un chaos sur les marchés de gros de l'énergie...
D'après l'article, avec les jours chauds mais peu venteux qu'à connu la Grande-Bretagne, la vitesse moyenne du vent, sur la période de Mars à Mai, serait tombée de 8.3 noeuds à 7.3 noeuds. Comme l'électricité produite varie comme le cube de la vitesse du vent, cela doit faire quelque chose comme 30% d'électricité produite en moins.
Au total, le prix de l'électricité augmente en Grande-Bretagne, et on voit quand même qu'ils ont une spécificité, en journée, ce sont eux qui ont les prix de gros les plus élevés, dans les 70 €/MWh, voir illustrations ci-dessous tirées des sites RTE et Electricitymap (Rq : c'est une très mauvaise idée de RTE d'avoir adopté le mode sombre, avec pour la France la couleur bleue foncée qui ne se distingue pas sur le noir)...
https://www.telegraph.co.uk/business/2025/07/12/the-weather-phenomenon-driving-up-electricity-bills-in-brit/
en fait,
ça indique surtout que plus d'interconnexion avec le continent réglerait ce problème, ils ressemblent vraiment à une ile sur ce graphique RTE.
Après ce sont les prix spot , pas le prix de chaque Mwh et la biomasse, bien que producteur de co2 à T0, ça reste réducteur quand on la renouvelle, comme nos poelles à bois et à pellets, l'important c'est de faire repousser, comme a toujours fait la nature.
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Augmentation du nombre d'heures de prix négatifs au S1 2025 :
RTE a publié la semaine dernière son rapport sur l'état du réseau et de la production d'électricité en France au premier semestre 2025.
Cela a aussi donné lieu à un article du site 'Révolution énergétique' :
https://assets.rte-france.com/prod/public/2025-07/Bilan-premier-semestre-S1-2025.pdf
https://www.revolution-energetique.com/actus/record-de-gaspillage-delectricite-eolienne-et-solaire-en-france/
Il montre que le nombre d'heures à prix négatifs a augmenté de 55% au S1 2025, passant à 363 heures à prix négatifs, contre 235h au S1 2021, et seulement 53h au S1 2025. Sur la totalité de l'année 2024, on était à 361h à prix négatifs, on sera donc bien au delà en 2025, l'été n'est pas fini.
RTE indique que par contre en moyenne les prix ont été moins négatifs qu'en 2024, grâce à l'écrêtement en particulier du solaire (on demande à des centrales solaires ou éoliennes d'arrêter leur production au moment où les prix sont les plus bas, en milieu de journée). Ainsi l'écrêtement est passé de 1.1 TWh de capacités de production au S1 2024 à 2 TWh au S1 2025 (+80%). Pour le solaire, c'est un triplement d'écrêtement, passant de 0.4 TWh à 1.2 TWh. On voit nettement l'évolution de ces écrêtements sur des courbes ci-dessous.
Les puissances moyennes écrêtées ont été de 5.3 GW au S1 2025, contre 4.3 GW au S1 2024, et 3.7 GW au S1 2023.
RTE rappelle que cet effacement de production est possible pour les centrales sous contrat de complément de rémunération, pas pour celles qui sont sous obligations d'achat (par EDF). Or, c'est encore 29 GW de capacités qui sont sous obligations d'achat, pour une capacité totale de l'éolien et du solaire de 51 GW.
Je rappelle aussi que cette production perdue est en fait payée quand même au producteur dans les mécanismes de complément de rémunération, ce qui devient aussi de plus en plus cher (on aura peut-être des précisions là dessus de la CRE). C'était supportable quand les volumes étaient peu importants, cela va le devenir de moins en moins quand ils augmentent, surtout dans les conditions budgétaires actuelles.
RTE note aussi, p24, les risques d'un effacement trop brutal de production, qui vu les volumes de plus en plus importants, qui peuvent atteindre 7 GW, peut entrainer des variations importantes de tension et de fréquence. RTE doit se souvenir aussi de l'expérience du blackout en Espagne où 2.2 GW avaient brutalement disparu. Il y a d'ailleurs en encart consacré à cet épisode. RTE indique qu'un nouveau texte de loi doit permettre de mieux étaler ces arrêts.
Les écrêtements de production renouvelable en cas de prix négatifs contribuent à l’équilibre du système, mais ils doivent être bien pilotés pour assurer une bonne gestion de l’équilibre offre-demande au plus près du temps réel.
En effet, l’arrêt ou le redémarrage trop brutal de puissances trop significatives (jusqu’à 7 GW soit environ sept réacteurs nucléaires, en moins de 20 minutes, à la baisse comme à la hausse) peut engendrer des perturbations sur la fréquence du fait de la rapidité de variation de la production, impliquant des risques en exploitation...
...
La loi de finances pour 2025 prévoit plusieurs mesures visant à rendre plus progressifs les arrêts et redémarrages des moyens de production concernés. Les règles de marché de RTE seront également amenées à évoluer pour traiter ce point, en concertation avec les acteurs.
Il y a de nombreuses informations intéressantes dans le rapport RTE. Il note par exemple qu'en plus de l'augmentation du nombre d'heures à prix négatifs, on voit qu'elles concernent de plus en plus des jours ouvrables, alors qu'auparavant c'était plutôt réservé aux week-end et jours fériés. 43 jours ouvrés ont vu au S1 2025 au moins une heure à prix négatifs, en milieu de journée.
RTE note aussi qu'il faudra une augmentation des offres d'ajustement, qui sont passées de 0.5 GW au S1 2024, à 2 GW au S1 2025, mais encore insuffisantes, voir p28 :
Les situations de surplus de production, en particulier la nuit, les week-ends, les jours fériés, et de manière croissante, les après-midis en semaine (lorsque la production photovoltaïque est abondante) sont susceptibles d’être fréquentes et d’entraîner des exportations comprises entre 3 et 13 GW. La probabilité importante que les pays voisins rencontrent des situations similaires aux mêmes moments nécessite de bien anticiper ces épisodes au cours de l’été.
Lors de ces épisodes, il conviendra de s’assurer que RTE dispose des marges de manœuvre techniques pour ajuster la production à la baisse lorsque les capacités d’exports ou les débouchés dans les autres pays européens ne sont pas suffisants pour absorber le surplus de production bas-carbone française. Sur le mécanisme d’ajustement, RTE a déjà pu constater un nombre insuffisant d’offres d’ajustement à la baisse pour équilibrer le système électrique. L’extension de l’obligation de participer au mécanisme d’ajustement évoquée précédemment contribuera à y remédier.
Conformément au code de l’énergie, RTE dispose en outre de la possibilité d’ordonner à tout producteur de diminuer sa production à proximité du temps réel (y compris pour des parcs éoliens ou solaire, qui ne disposent d’aucune priorité d’injection en France).
RTE a déjà utilisé à plusieurs reprises cette possibilité et sera susceptible de la mobiliser à nouveau au cours de l’été 2025
Avec l'augmentation des capacités de production solaire et éolienne, en France, mais peut-être encore davantage chez nos voisins européens, cette tendance ne peut que s'accentuer dans les années à venir...
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Voici ce que dit donc l'article du site 'Révolution Energétique' de ces écrêtements de production. Il parle de gaspillage en production perdue.
Record de gaspillage d'électricité éolienne et solaire en France
Par Laurent GAUTHIER - Publié le 29 juillet 2025
Dans sa dernière publication, le gestionnaire du réseau électrique français RTE alerte sur l’explosion du nombre d’épisodes de prix négatifs et des demandes d’écrêtement. En clair : les éoliennes et panneaux solaires produisent beaucoup plus d’électricité que nous en utilisons, et ne sont pas toujours synchronisées avec nos besoins. Ainsi, 10 % de la production n’a pas pu être réalisée au premier semestre 2025. Une forme de gaspillage.
Parmi les abondantes données du rapport, on note en premier lieu que le parc de production éolien et solaire français a poursuivi sa croissance au premier semestre 2025. En effet, ce sont plus de 2,3 gigawatts (GW) qui ont été raccordés entre début janvier et fin mai, dont 2,1 GW de solaire et 0,2 GW d’éolien, terrestre et en mer. Fait notable, la capacité totale installée solaire, à 26,4 GW, dépasse dorénavant la capacité éolienne, elle-même à 24,6 GW.
Ces bons résultats sur la capacité de production sont à mettre au regard du marché, et de l’équilibre du réseau. Et c’est là où le bât blesse. Si RTE note que les prix pour les marchés à terme (moyen terme) ont tendance à baisser en France, contrairement aux autres pays européens (sauf Espagne), le gestionnaire du réseau constate une forte hausse de la volatilité du prix spot (court terme).
La tendance est schématiquement la suivante : les prix spot deviennent de plus en plus élevés lors des pics du matin et du soir, et de plus en plus bas, voire négatifs, lors du creux de l’après-midi. RTE constate que le nombre d’épisodes de prix négatif a explosé en 2025 : si 53 heures avaient été constatées au premier semestre 2023, puis 235 heures au premier semestre 2024, ce sont pas moins de 363 heures qui ont été relevées au premier semestre 2025, soit 8 % du temps.
Les problèmes de l’abondance d’énergie renouvelable
L’augmentation de la fréquence des prix négatifs résulte directement de l’accroissement spectaculaire de la quantité d’électricité décarbonée disponible, laquelle n’est pas pour autant associée à une hausse de la demande – dont notamment la capacité à stocker cette énergie de manière rentable. Et si cette production ne peut pas être exportée, il se produit alors une situation de surproduction ; on relève par ailleurs que la France s’est déjà montrée très exportatrice nette d’électricité sur cette période, avec 37,6 térawattheures (TWh).
Il en résulte que la production renouvelable a vu une explosion des écrêtements de sa production. Ce sont ainsi 2 000 gigawattheures (GWh) qui ont été écrêtés au premier semestre, pour une puissance moyenne de 5,2 GW. Ces chiffres sont à comparer aux 1 100 GWh et 4,3 GW pour la même période en 2024. Pour la période entre avril et juin, ce sont ainsi 10 % du volume théoriquement produit qui ont été perdus pour le solaire, contre 5 % en 2024 et 1 % en 2023.
Si le parc continue sa croissance sans que des solutions soient mises en place pour utiliser cette énergie qui aurait pu être produite, le nombre d’événements de ce type ne pourra que croître. Ce qui conduira à d’autant plus d’énergie perdue.
https://www.revolution-energetique.com/actus/record-de-gaspillage-delectricite-eolienne-et-solaire-en-france/
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Décaler, au moins pour la période de mars à octobre, les heures "creuses" et donc le réchauffage des ballons d'eau chaude pilotés par le compteur, de la nuit en après midi permettrait d'absorber une part de ces 5.2GW écrêtés.
Enercoop a lancé des contrats allant dans ce sens (offres flexiWatt 2 saisons), ce qui est naturel pour eux étant donné qu'ils achètent énormément de solaire et d'éolien (par le biais de PPA, donc hors marché).
Ceci dit, cela reste "statique" dans le sens où ce décalage est fixe dans le temps et ne dépend pas de la puissance ENR effectivement injectée.
Une piste sérieuse est de développer les flexibilités de consommation pour:
1) lisser les pointes, ce qui permettrait aux centrales nucléaires de diminuer leur production l'été sans avoir à monter en régime le matin et le soir, et donc réduire cette "respiration" qui limite leur capacité à diminuer leur production dans l'après midi,
2) décaler de la consommation de façon opportuniste, lorsque les ENR sont en excès.
Développer le stockage batterie est également important et permet de charger l'excédent solaire pour le décharger le soir, à la pointe (finalement, la majorité de l'excédent solaire se situe en après midi, sur 2-3 heures, et les volumes d'énergie excédentaires par jour ne sont pas énormes).
Aujourd'hui, la consommation est encore beaucoup trop inflexible, notamment pour le grand public. Cette rigidité est en partie due aux règles de la CRE et du code de l'énergie, qui interdisent des contrats "dynamiques" (les horaires des différents tarifs comme HP, HC, heures super creuses, etc. doivent être fixés contractuellement et ne peuvent donc pas bouger en fonction de la prod ENR).
Dans l'industrie, cela change plus rapidement car les contrats sont plus souples. Les puissances en question permettent également plus facilement de valoriser cette souplesse sur les marchés de la flexibilité.
Par exemple. une usine de pompage et de traitement d'eau potable peut arrêter ou grandement diminuer sa production pendant une à deux heures par jour, sur réception d'un signal du marché, et reprendre après. Cela lui permet d'obtenir un complément de rémunération (au titre de sa participation au marché) et d'acheter son énergie moins cher, tout en gardant suffisamment d'eau dans les réservoirs pour satisfaire la demande.
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Une piste sérieuse est de développer les flexibilités de consommation pour:
1) lisser les pointes, ce qui permettrait aux centrales nucléaires de diminuer leur production l'été sans avoir à monter en régime le matin et le soir, et donc réduire cette "respiration" qui limite leur capacité à diminuer leur production dans l'après midi,
2) décaler de la consommation de façon opportuniste, lorsque les ENR sont en excès.
mouais bof.
La vraie piste c'est qu'ils arretent de vouloir que ce soit aux consommateurs de s'adapter.
Qu'ils arrêtent de vouloir nous vendre leur elec quand personne n'en veut, c'est plutôt ca leur vrai boulot de producteur. Donc a eux de stocker quelques heures et de revendre a 19h.
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Je parle là d'automatisme, sous entendu que cela se fait/fera tout seul, sans intervention humaine. C'est une condition sine qua non pour participer à un marcher de flexibilité, car les pénalités à payer lorsqu'un acteur ne rend pas le service pour lequel il s'est engagé sont plus que dissuasives, donc on ne peut pas dépendre d'un humain pour agir, même si un opérateur peut toujours s'opposer à l'ordre de flex (en connaissance de cause, bien sur).
On peut en effet tabler sur une conso inflexible et exiger du stockage... mais c'est un non sens économique comme écologique car il va bien falloir financer, construire et recycler ces moyens. Flexibiliser la demande, c'est réduire drastiquement le besoin en stockage.
Qu'ils arrêtent de vouloir nous vendre leur elec quand personne n'en veut, c'est plutôt ca leur vrai boulot de producteur.
J'essaye d'interpréter ton message dans le meilleur sens possible, mais ce genre de discours relève soit d'un manque cruel de connaissances du marché de l'énergie, soit d'une résistance au changement primaire.
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Développer le stockage batterie est également important et permet de charger l'excédent solaire pour le décharger le soir, à la pointe (finalement, la majorité de l'excédent solaire se situe en après midi, sur 2-3 heures, et les volumes d'énergie excédentaires par jour ne sont pas énormes).
Justement, le site Révolution énergétique a aussi un article sur le sujet, sur l'exemple de la Californie, qui a développé d'importantes ressources de stockage (16.4 GWh et 4.8 GW de puissance totale selon l'article). Ce qui n'a pas empêché la Californie de devoir écrêter un record de production, 248 GWh de solaire, et 7.3 GWh d'éolien en Juin 2025 (contre 219 GWh et 27 GWh d'éolien l'année précédente). Cela parce que la capacité de production de solaire croit plus vite que la capacité de stockage.
Les méga batteries peinent à réduire le gaspillage d'énergie solaire et éolienne en Californie
Par Laurent GAUTHIER - Publié le 30 juillet 2025
L’abondance peut-elle poser problème ? Oui, au même titre que la pénurie, dès lors qu’il n’existe pas de moyens pour stocker ou exporter les excédents. La Californie, très en avance dans la génération d’énergie renouvelable, nous montre toute la difficulté qu’apporte une part massive de renouvelable. Et cela ressemble à une véritable course contre-la-montre.
C’est un fait emblématique : en 2024, le solaire est devenu la première source d’électricité en Californie, selon les données de l’US Energy Information Administration (EIA). Cet exploit prend toute sa mesure dès lors qu’on songe au fait que la Californie, peuplée de plus de trente-neuf millions d’habitants, est une des zones les plus riches de la planète.
Dans un contexte où la question de l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau fait débat, il va sans dire que la situation de la Californie est riche en enseignements. Et notamment du point de vue de l’équilibre réseau. Et pour ce faire, nous allons pouvoir utiliser les données de la CAISO, le gestionnaire de réseau californien.
Plus de production et plus de stockage
En juin 2025, le parc photovoltaïque a atteint une puissance installée de 21,6 GW tandis que le parc éolien culmine à 6,3 GW. En juin 2024, c’était respectivement 19,4 GW et 6 GW, soit une augmentation de 2,2 GW et de 0,3 GW en un an. Une forte croissance donc, laquelle est susceptible, au vu de la forte pénétration de ces sources d’énergie dans le mix électrique, de générer des situations de surproduction. Ces dernières peuvent être gérées par le stockage, ou, à défaut, par l’écrêtement, c’est-à-dire par l’arrêt des capacités de production renouvelable.
Pour les éviter, la Californie a déployé dans le même temps d’importantes capacités de stockage d’électricité. Selon les données de l’EIA, depuis le début de l’année 2024, ce sont pas moins de 77 installations de service réseau qui ont été mises en ligne, portant la puissance totale à 4,8 GW et la capacité à 16,4 GWh (soit environ 3,4 h).
Et malgré tout, plus de production perdue
Malheureusement, cet effort n’a pas suffi à empêcher le gaspillage d’énergie renouvelable. En effet, toujours d’après le CAISO, en juin 2025, ce sont 248 GWh d’électricité solaire qui ont dû être écrêtés, ainsi que 7,3 GWh d’électricité éolienne. L’année précédente, c’était respectivement 219 GWh et 27 GWh qui avaient été écrêtés.
C’est donc à une véritable course à laquelle nous assistons : d’un côté, les capacités de production s’accroissent, et de l’autre côté, les capacités de stockage augmentent également. Mais qui avance le plus vite ? Au regard des résultats, on peut penser que le stockage perd du terrain, et ce, en dépit d’importants investissements, puisque la quantité d’énergie écrêtée (donc perdue) augmente avec le temps.
Toutefois, l’écrêtement ne signifie pas nécessairement qu’un parc solaire ou éolien parc n’est pas rentable ; de plus, selon les cas, il peut être plus rentable de perdre la production plutôt que la stocker. Quoi qu’il en soit, la croissance du besoin d’écrêtement est un signal important pour renseigner sur la bonne intégration des renouvelables dans le réseau. Pour reprendre les mots du CAISO : « Bien que l’écrêtement soit un outil opérationnel acceptable, à mesure que la production d’énergie renouvelable augmente sans que la demande ne suive pour absorber la production de midi, des conditions de surproduction continueront de se produire. »
https://www.revolution-energetique.com/actus/les-mega-batteries-peinent-a-reduire-le-gaspillage-denergie-solaire-et-eolienne-en-californie/
Je remarque d’ailleurs que la France ne semble pas beaucoup encourager l'installation de capacités de stockage.
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Flexibiliser la demande, c'est réduire drastiquement le besoin en stockage.
drastiquement ? non.
Réduire un peu oui, ok. Mais tu ne reporteras jamais le pic de 18-22h à 14h.
C'est au producteur de stocker.
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Le site PV Magazine a aussi un article récent qui montre que cette situation de prix négatifs n'est bien sûr pas limitée à la France, mais est générale en Europe, avec des pays où le nombre de jours à prix négatifs est supérieur à la France, voir carte ci-dessous, avec par exemple l'Espagne, 459h au S1 2025, les Pays-Bas, 408h, l'Allemagne, 389h... Il cite Montel Analytics, qui s'attend à ce que ce nombre augmente encore au T3.
Une production solaire record en Europe entraîne une hausse des heures à prix négatifs
Une production solaire record à travers l’Europe et une capacité de stockage limitée provoquent une flambée des heures d’électricité à prix négatif, les prix inférieurs à zéro devant atteindre de nouveaux sommets au troisième trimestre, selon un rapport du cabinet d’analyse énergétique Montel Analytics.
juillet 17, 2025 Patrick Jowett
Dans son résumé du marché européen de l’électricité pour le deuxième trimestre 2025, Montel Analytics indique que « presque tous les pays européens connaissent cette année une augmentation du nombre d’heures à prix négatif », avec une tendance qui devrait se poursuivre. La zone tarifaire SE2 de la Suède a enregistré le plus grand nombre d’heures à prix négatif au cours des six mois se terminant fin juin, totalisant 506 heures. Le rapport indique que cela est dû à « des apports hydroélectriques exceptionnellement élevés, des goulets d’étranglement dans les transmissions, des modifications de l’appariement du marché basé sur les flux, et un développement des énergies renouvelables. »
Ailleurs, le nombre d’heures à prix négatif a également dépassé les 300 en Espagne (459), aux Pays-Bas (408), en Allemagne (389), en France (363), en Belgique (361), en Finlande (363) et au Danemark 1 (326). Montel Analytics attribue cette fréquence accrue des prix négatifs à « un niveau record de production solaire au deuxième trimestre 2025, atteignant 104,4 TWh », combiné à un manque de stockage et de demande flexible pour absorber les excédents.
Jean-Paul Harreman, directeur chez Montel Analytics, s’attend à ce que « les prix négatifs de l’électricité atteignent des niveaux records dans certaines régions d’Europe au troisième trimestre de cette année. » Il précise que cela sera provoqué par « la poursuite de l’expansion des énergies renouvelables sans augmentation équivalente de la demande sous-jacente… L’Allemagne, les Pays-Bas et la Belgique devraient continuer à connaître des prix fortement négatifs l’après-midi, suivis de prix élevés le soir lorsque les capacités à combustibles fossiles prennent le relais ».
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https://www.pv-magazine.fr/2025/07/17/une-production-solaire-record-en-europe-entraine-une-hausse-des-heures-a-prix-negatifs/
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Justement, le site Révolution énergétique a aussi un article sur le sujet, sur l'exemple de la Californie, qui a développé d'importantes ressources de stockage (16.4 GWh et 4.8 GW de puissance totale selon l'article). Ce qui n'a pas empêché la Californie de devoir écrêter un record de production, 248 GWh de solaire, et 7.3 GWh d'éolien en Juin 2025 (contre 219 GWh et 27 GWh d'éolien l'année précédente).
Sur l'année 2024, ils annoncent 3.4 TWh écrêtés pour 215.8TWh d'électricité produite toutes sources confondues, dont 66TWh pour le solaire et éolien uniquement.
Ils brident donc 5% de leur solaire et éolien, soit ~1.5% de la prod élec totale.
En énergie, le solaire et l'éolien ont produit 30.5% du total.
Ce n'est pas aberrant selon moi. Si l'on veut couvrir une partie importante de la prod avec du solaire tout au long de l'année, on va forcément avoir un surdimensionnement des capas installées en été, vu que le PV produit bien souvent 3-5x plus l'été que l'hiver (pour l'éolien, c'est l'inverse, il y a plus de vent et ce vent est plus froid, donc plus dense, en hiver).
On parle d'écrêtement lorsqu'on diminue la puissance injectée par rapport au productible car il n'y a pas de coût de carburant. Il n'y a pas non plus d'émissions de CO2 lié à ce productible, donc on a tout intérêt à le minimiser, mais on ne tiendrait pas du tout le même discours à propos des centrales thermiques.
Par exemple, dans le cas de la Californie qui a 38.6GW de puissance thermique à gaz installée, la production était en 2024 de 86.4 TWh, soit un facteur de charge de 25% environ (86.4TWh / 38.6GW * 24*365).
Je prends mes chiffres ici : https://www.energy.ca.gov/data-reports/energy-almanac/california-electricity-data/electric-generation-capacity-and-energy
Je remarque d’ailleurs que la France ne semble pas beaucoup encourager l'installation de capacités de stockage.
Oui, on a pendant très longtemps ignoré le besoin en stockage chez les industriels, en effet.
D'une part par la structure du TURPE qui n'incite pas à diminuer la puissance souscrite (comparé à nos voisins européens ou à l'extrême, la Californie justement), d'autre part parce que le prix du MWh auquel les industriels sont exposés ne varie que peu dans la journée (sauf les quelques très gros qui sont leur propre fournisseur et participent aux marchés, bien sûr).
Aussi, la puissance installée en gaz et fioul en France couplée à une base d'hydraulique historiquement importante fait que le marché de régulation de fréquence n'était jusqu'à présent pas assez rémunérateur pour justifier un investissement massif dans les batteries. Comme on veut réduire notre consommation d'énergie fossile, que le prix des batteries diminue à vitesse fulgurante et que l'insertion des ENR nécessite un accroissement de telles capacités, cela change.
drastiquement ? non.
Réduire un peu oui, ok. Mais tu ne reporteras jamais le pic de 18-22h à 14h.
C'est au producteur de stocker.
Ce qui est contre intuitif et dont on ne se rend pas souvent compte, c'est que le besoin d'ajustement (à la hausse ou à la baisse) n'est pas si important qu'on peut le penser pour garder un système électrique à l'équilibre.
Il ne s'agit pas de déplacer le pic de 18-22h à 14h, mais d'en déplacer quelques %, voire dizaines de %, entre 12 et 16h, ou après 22h, en fonction du productible ENR. C'est tout de suite *beaucoup* plus facile à faire (sachant que la grande majorité des ballons d'eau chaude français sont pilotés par un compteur communiquant, donc on sait faire).
Nos avis divergent quant à la responsabilité de stocker. Si on impose aux producteurs de stocker, on risque fort de se retrouver avec des investissements massifs dans une mono-techno (stockage li-ion en containers à côté des centrales ENR).
Si on utilise des marchés (gérés par RTE) pour conserver le système à l'équilibre, on peut y arriver avec des solutions bien moins chères que du stockage batterie. Par exemple, de la flex de conso (la moins chère et de loin), du stockage hydraulique (STEP et barrages classiques dont on peut moduler rapidement la prod à la hausse comme à la baisse), de l'écrêtement (qu'il faille payer une compensation ou pas), voire des centrales au gaz.
Cela peut aussi pousser EDF à augmenter la variabilité de la puissance de production admissible dans le design des futurs réacteurs.
On inclut beaucoup plus d'acteurs et de technologies par les marchés. C'est une très bonne facon de diminuer le coût du MWh final.
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Le site PV Magazine a aussi un article récent qui montre que cette situation de prix négatifs n'est bien sûr pas limitée à la France, mais est générale en Europe, avec des pays où le nombre de jours à prix négatifs est supérieur à la France, voir carte ci-dessous, avec par exemple l'Espagne, 459h au S1 2025, les Pays-Bas, 408h, l'Allemagne, 389h... Il cite Montel Analytics, qui s'attend à ce que ce nombre augmente encore au T3.
https://www.pv-magazine.fr/2025/07/17/une-production-solaire-record-en-europe-entraine-une-hausse-des-heures-a-prix-negatifs/
Sur la carte, ce qui étonne c'est la situation de l'italie, elle est sous équipée en production, pas d'autre explication ?
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Oui, on pourrait penser que l'Italie, au sud, pourrait installer autant de capacité solaire, photovoltaïque ou thermique que l'Espagne, mais cela ne semble pas le cas. Elle n'a pas de nucléaire non plus. Selon le site Electricitymap, elle est divisée en 4 zones électriques, et ce n'est pas facile de faire un bilan global, mais c'est ce qui semble apparaitre (voir carte pour la zone Nord, celle à nos frontières).
En tout cas, d'après les données RTE, l'Italie est notre premier importateur, avec 42% des importations, plus que le Royaume-Uni.
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Sur la carte, ce qui étonne c'est la situation de l'italie, elle est sous équipée en production, pas d'autre explication ?
Sous équipée en prod ENR, oui.
Elle dispose d'un gros parc de centrale à gaz, mais vu qu'elle est bien interconnectée avec la France et que les prix au MWh sont inférieurs chez nous par rapport à celui de leurs centrales à gaz, ils importent beaucoup.
L'Italie, comme la Grèce et l'Espagne, a par contre pas mal de solaire thermique, qu'on ne voit pas sur ces flux mais qui diminue sensiblement la consommation d'électricité.
Selon le site Electricitymap, elle est divisée en 4 zones électriques, et ce n'est pas facile de faire un bilan global, mais c'est ce qui semble apparaitre (voir carte pour la zone Nord, celle à nos frontières).
Tu peux régler ElectricityMaps pour avoir une vision par pays plutôt que par zone (en tout cas, je peux avec l'appli sur iOS).
En tout cas, d'après les données RTE, l'Italie est notre premier importateur, avec 42% des importations, plus que le Royaume-Uni.
Car elle a plus de capa d'interco avec nous.
Le Royaume Uni est limité à ~4GW d'interco et importent quasiment en continu à > 3.5GW. Au vu des prix de gros chez eux, si ils avaient plus de capa, ils importeraient certainement bien plus.
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Tu peux régler ElectricityMaps pour avoir une vision par pays plutôt que par zone (en tout cas, je peux avec l'appli sur iOS).
Effectivement, je viens de vérifier sur l'application sur PC sous Firefox, c'est bien le cas. Il faut aller dans les paramètres, la roue dentée en haut à gauche. Merci !
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Avec le temps très chaud généralisé sur l'Europe, on a eu aujourd'hui des records prix de gros négatifs avec -70€ en Belgique à 12h, -65 € aux Pays-Bas, -61 € en Allemagne (à 13h)... Si les températures augmentent encore et le ciel bleu se répand encore plus la semaine prochaine, ce qui est prévu, ces records risquent d'être battus le week-end du 15 Août, où la demande est minimale. La production d'énergie solaire est bien sûre au maximum dans ces conditions, et ne tient pas vraiment en compte qu'au creux du mois d'Août, la demande est minimale.
On aura certainement des écrêtements de solaire en milieu de journée, mais cela touche aussi le nucléaire, qui doit baisser sa production aussi à ces heures, et lui n'est pas payé comme s'il avait produit, baissant sa rentabilité (cas aussi évidemment du gaz ou charbon...).
Comme le disait le rapport de RTE sur le 1er semestre 2025, p4.
Dans ces situations, l’ensemble de la production bas-carbone en France est amené à moduler sa production à la baisse en réaction aux prix de marché : 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.
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Oui mais est-ce que la facture franco-française va être à la baisse ou va prendre +25% au 1er septembre ?
Suspense.... ::)
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Je peux mesurer la météo au voltmètre. :)
248V au compteur au lieu des 230 nominaux.
Pour la facture, elle a baissé.
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Avec le temps très chaud généralisé sur l'Europe, on a eu aujourd'hui des records prix de gros négatifs avec -70€ en Belgique à 12h, -65 € aux Pays-Bas, -61 € en Allemagne (à 13h)... Si les températures augmentent encore et le ciel bleu se répand encore plus la semaine prochaine, ce qui est prévu, ces records risquent d'être battus le week-end du 15 Août, où la demande est minimale. La production d'énergie solaire est bien sûre au maximum dans ces conditions, et ne tient pas vraiment en compte qu'au creux du mois d'Août, la demande est minimale.
On aura certainement des écrêtements de solaire en milieu de journée, mais cela touche aussi le nucléaire, qui doit baisser sa production aussi à ces heures, et lui n'est pas payé comme s'il avait produit, baissant sa rentabilité (cas aussi évidemment du gaz ou charbon...).
Comme le disait le rapport de RTE sur le 1er semestre 2025, p4.
Dans ces situations, l’ensemble de la production bas-carbone en France est amené à moduler sa production à la baisse en réaction aux prix de marché : 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.
Les anglais ne peuvent s'empêcher de rouler de l'autre côté de la route ....
Pourtant ils importent beaucoup de France dans ces moments là, ils n'ont pas beaucoup de vent dans les éoliennes en ce moment.
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Oui mais est-ce que la facture franco-française va être à la baisse ou va prendre +25% au 1er septembre ?
Suspense.... ::)
pourquoi ça monterait au 01/09 ?
dépêche toi de prendre un abonnement prix fixe un an à 11 centimes HT ...
https://selectra.info/energie/electricite
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Je peux mesurer la météo au voltmètre. :)
248V au compteur au lieu des 230 nominaux.
Tu veux dire que si je fais chuter la tension en injectant plein de réactif, ca va faire tomber de la pluie et arroser mon potager ? :D
Pour la facture, elle a baissé.
Pareil. Avec les heures creuses alignées sur les heures solaires, j'arrive à 15c/kWh en été. Ca se ressent même sans install solaire sur le toit.
Ceci dit c'est en pilotant moi-même ma PAC que j'ai réalisé les plus gros gains... En utilisant le "smart" thermostat du constructeur, qui prétend s'auto-calibrer et tout mais refuse de faire l'eau chaude car je n'ai pas pris l'option à 1500 euros (!), j'étais à 5-6MWh/an.
J'ai remplacé ce thermostat par de l'automatisme custom et ajouté un échangeur pour faire faire l'eau chaude à la PAC: je tourne autour des 4MWh.
C'est un peu de taf tout de même (reverse engineering et ré-implémentation du protocole de comm entre le thermostat et la PAC, installation d'une vanne 3 voies dans le circuit de chauffage pour choisir entre eau chaude et chauffage, codage d'un petit régulateur, etc.) mais j'ai l'habitude et c'était pour le kiff.
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J'ai fait le même genre de truc en faisant chauffer mon ballon solaire thermique avec la PAC alimentée par les panneaux solaire photovoltaïque.
Pourquoi faire simple? ;)
Pour ma facture, le prix du kW.h a baissé (mais il avait augmenté avant).
Pour les heures creuses, je ne les ai pas encore prises, un peu par flemme et ne sachant pas trop si j'y gagnerai quelque chose. Il faudrait que je regarde aussi Tempo, vu que j'ai tout automatisé et que j'ai aussi une cheminée, cela devrait le faire...
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Aujourd'hui c'est temporisé par un évènement inattendu, la centrale nucléaire de Gravelines paralysée par une invasion de méduses.
Quatre unités de la centrale nucléaire de Gravelines (Nord) sont à l’arrêt ce lundi 11 août en raison de la «présence massive et non prévisible de méduses» dans les stations de pompage de l’eau servant au refroidissement des réacteurs, a annoncé EDF. Les unités de production 2, 3 et 4 «se sont arrêtées automatiquement» dimanche soir entre 23 heures et minuit, indique l’entreprise sur son site, «conformément aux dispositifs de sûreté et de protection du réacteur». L’unité 6 s’est ensuite arrêtée, pour les mêmes raisons, ce lundi matin vers 6h20.
Le redémarrage prévu jeudi.
L'article complet: https://www.lefigaro.fr/conjoncture/la-centrale-nucleaire-de-gravelines-paralysee-par-une-invasion-de-meduses-20250811
En même temps, à Gravelines il n'y a pas que des méduzes (https://www.nordlittoral.fr/257006/article/2025-08-10/salaries-de-la-centrale-caillasses-pompiers-et-policiers-pris-partie-que-s-est)...
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Aujourd'hui c'est temporisé par un évènement inattendu, la centrale nucléaire de Gravelines paralysée par une invasion de méduses.
Quatre unités de la centrale nucléaire de Gravelines (Nord) sont à l’arrêt ce lundi 11 août en raison de la «présence massive et non prévisible de méduses» dans les stations de pompage de l’eau servant au refroidissement des réacteurs, a annoncé EDF. Les unités de production 2, 3 et 4 «se sont arrêtées automatiquement» dimanche soir entre 23 heures et minuit, indique l’entreprise sur son site, «conformément aux dispositifs de sûreté et de protection du réacteur». L’unité 6 s’est ensuite arrêtée, pour les mêmes raisons, ce lundi matin vers 6h20.
Le redémarrage prévu jeudi.
L'article complet: https://www.lefigaro.fr/conjoncture/la-centrale-nucleaire-de-gravelines-paralysee-par-une-invasion-de-meduses-20250811
En même temps, à Gravelines il n'y a pas que des méduzes (https://www.nordlittoral.fr/257006/article/2025-08-10/salaries-de-la-centrale-caillasses-pompiers-et-policiers-pris-partie-que-s-est)...
il va falloir apporter de plus loin tout ce qu'on envoie aux anglais ...
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Aujourd'hui c'est temporisé par un évènement inattendu, la centrale nucléaire de Gravelines paralysée par une invasion de méduses.
Oui, un écrêtement un peu forcé, mais quand on regarde les données de RTE, on ne voit pas une baisse significative de la production d'origine nucléaire. C'est qu'en fait, au milieu du mois d'Aout, la France n'utilise qu'une partie de son potentiel nucléaire, et que d'autres centrales ont du prendre la relève en remontant leur production.
On le voit dans les graphes ci-dessous, vers 14h.
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Oui, un écrêtement un peu forcé, mais quand on regarde les données de RTE, on ne voit pas une baisse significative de la production d'origine nucléaire. C'est qu'en fait, au milieu du mois d'Aout, la France n'utilise qu'une partie de son potentiel nucléaire, et que d'autres centrales ont du prendre la relève en remontant leur production.
On le voit dans les graphes ci-dessous, vers 14h.
La Loire, la Vienne et la Garonne doivent être limites au niveau température de rejet par contre, pas beaucoup de débit à cette saison, 'lEPR toujours en vrac, ça peut être critique si Gravelines est stoppée trop longtemps.
https://www.services-rte.com/fr/visualisez-les-donnees-publiees-par-rte/production-realisee-par-groupe.html (https://www.services-rte.com/fr/visualisez-les-donnees-publiees-par-rte/production-realisee-par-groupe.html)
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La Commission de Régulation de l'Energie (CRE) a sorti le 1er Août une nouvelle estimation du coût du soutien aux EnR réactualisée pour 2025, qui montre qu'il coûtera 2 milliards de plus au budget de l’État que prévu il y a un an, où pourtant l'estimation avait été rehaussées, et des mesures prises pour limiter les dépenses (baisse du prix de rachat de l'électricité sous obligation d'achat pour les nouveaux contrats, écrêtement des productions de solaire en milieu de journée pour limiter les prix négatifs...).
Voir : https://www.cre.fr/actualites/toute-lactualite/la-cre-publie-sa-premiere-evaluation-des-charges-de-service-public-de-lenergie-pour-2026-et-sa-reevaluation-pour-2025-confirmation-du-retour-vers-la-dynamique-davant-crise.html
Mais on sait que le nombre d'heures de prix négatifs a encore augmenté au S1 2015, même s'il descend moins bas. Et que même quand le producteur de solaire ou d'éolien ne produit pas, il est payé comme s'il l'avait fait au prix garanti pas son contrat (mécanisme de complément de rémunération). Et donc les prix de gros sur les marchés ont en moyenne baissé (surtout en milieu de journée, et donc il faut compenser plus les prix du solaire en particulier (l'éolien coûte beaucoup moins ne soutien).
Et les capacités de solaire augmentent comme prévu, ce qui fait que la quantité d'électricité EnR soutenue a bien sûr augmenté, passant à 81 TWh en 2025.
Donc il est maintenant estimé que ce soutien coûtera 10.9 milliards d'euros au budget de l’État, contre 8.9 milliards prévus il y a un an.
Et en 2026, ce serait 2.04 milliards de plus, à 12.94 milliards d'euros, si les prévisions ne sont pas encore une fois revisées à la hausse. Ce qui ne va pas arranger notre premier ministre Bayrou dans la préparation de son budget 2026.
La CRE avait prévu que les coûts augmenteraient jusqu'en 2027 (après il y a certains contrats anciens très soutenus qui arriveront en fin de soutien au bout de 15 à 20 ans).
Il y a différents articles sur le sujet, mais le plus clair et le plus synthétique me semble encore celui de Révolution Énergétique :
Le soutien aux ENR va coûter plus cher que prévu en 2025
Par Kevin CHAMPEAU - Publié le 14 août 2025
C’est un douloureux retour à la réalité, pour l’État. Pendant la crise énergétique, celui-ci a pu compter sur l’éolien comme source de revenu. Mais depuis que les prix de l’électricité sont revenus à la normale, les énergies renouvelables redeviennent une charge de plus en plus importante.
La Commission de régulation de l’énergie vient de rendre son verdict concernant l’évaluation des charges de service publique de l’énergie à compenser pour l’année 2025. Par rapport aux évaluations de juillet 2024, le constat est sans appel : le soutien de l’État aux énergies renouvelables va coûter bien plus cher que prévu. Alors que la CRE avait estimé ce soutien à 4,335 milliards d’euros pour l’année 2025, il en coûtera finalement 6,202 milliards d’euros, soit une hausse de 43% !
Selon la CRE, cette hausse s’explique d’abord par le fait que le prix de l’électricité sur les marchés de gros a nettement baissé. Après des années 2022 et 2023 marquées par une importante crise énergétique, qui avait généré des recettes très importantes pour l’État, les prix reviennent à plus ou moins à la normale. Ainsi, les énergies renouvelables redeviennent une charge pour le budget de l’État, revenant à des niveaux proches de 2020.
En parallèle, les capacité renouvelables ne cessent de croître, ce qui augmente le volume totale soutenu. Selon la CRE, celui-ci est ainsi passé de 72 TWh en 2020 à 81 TWh en 2025.
Une hausse qui devrait se poursuivre en 2026
Malheureusement, la hausse du coût de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel n’est pas prête de se terminer. La CRE prévoit ainsi, pour 2026, une hausse supplémentaire de 2,04 milliards d’euros des charges à compenser pour atteindre 12,94 milliards d’euros. Là encore, cette augmentation s’explique notamment par un volume total qui passe de 81 TWh en 2025 à une prévision de 90 TWh en 2026. Cette progression s’inscrit dans la mise en œuvre progressive de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE2) avec notamment un soutien en augmentation au biométhane injecté.
https://www.revolution-energetique.com/actus/le-soutien-aux-enr-va-couter-plus-cher-que-prevu-en-2025/
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La Commission de Régulation de l'Energie (CRE) a sorti le 1er Août une nouvelle estimation du coût du soutien aux EnR réactualisée pour 2025, qui montre qu'il coûtera 2 milliards de plus au budget de l’État que prévu il y a un an, où pourtant l'estimation avait été rehaussées, et des mesures prises pour limiter les dépenses (baisse du prix de rachat de l'électricité sous obligation d'achat pour les nouveaux contrats, écrêtement des productions de solaire en milieu de journée pour limiter les prix négatifs...).
Voir : https://www.cre.fr/actualites/toute-lactualite/la-cre-publie-sa-premiere-evaluation-des-charges-de-service-public-de-lenergie-pour-2026-et-sa-reevaluation-pour-2025-confirmation-du-retour-vers-la-dynamique-davant-crise.html
Mais on sait que le nombre d'heures de prix négatifs a encore augmenté au S1 2015, même s'il descend moins bas. Et que même quand le producteur de solaire ou d'éolien ne produit pas, il est payé comme s'il l'avait fait au prix garanti pas son contrat (mécanisme de complément de rémunération). Et donc les prix de gros sur les marchés ont en moyenne baissé (surtout en milieu de journée, et donc il faut compenser plus les prix du solaire en particulier (l'éolien coûte beaucoup moins ne soutien).
Et les capacités de solaire augmentent comme prévu, ce qui fait que la quantité d'électricité EnR soutenue a bien sûr augmenté, passant à 81 TWh en 2025.
Donc il est maintenant estimé que ce soutien coûtera 10.9 milliards d'euros au budget de l’État, contre 8.9 milliards prévus il y a un an.
Et en 2026, ce serait 2.04 milliards de plus, à 12.94 milliards d'euros, si les prévisions ne sont pas encore une fois revisées à la hausse. Ce qui ne va pas arranger notre premier ministre Bayrou dans la préparation de son budget 2026.
La CRE avait prévu que les coûts augmenteraient jusqu'en 2027 (après il y a certains contrats anciens très soutenus qui arriveront en fin de soutien au bout de 15 à 20 ans).
Il y a différents articles sur le sujet, mais le plus clair et le plus synthétique me semble encore celui de Révolution Énergétique :
https://www.revolution-energetique.com/actus/le-soutien-aux-enr-va-couter-plus-cher-que-prevu-en-2025/
je n'ai pas tout analysé là dedans, mais bon,
la capacité de construction de production de centrales bas carbone rapidement n'est pas possible sans les renouvelables, le reste n'est possible qu'à long terme, leur financement élevé provisoire est donc juste une compensation de ce qu'on ne dépense pas ailleurs.
il est clair que ce qui est construit depuis 40 ans ou plus sera toujours plus rentable que ce qui se construit aujourd'hui, sinon, il y a beaucoup moins cher, mais ça brûle du carbone, c'est ça le choix.
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Aujourd'hui 15 Août, jour férié de faible consommation, et aussi jour très ensoleillé, les prix de gros ont été longuement aux alentours de 0€ en milieu de journée, mais pas moins. Il y a du y avoir beaucoup de délestages, en particulier de solaire, que l'on paye quand même au prix des engagements pris, souvent dans les 120 €/MWh.
D'où une facture à la fin en hausse pour le budget de l'état pour le soutien aux EnR, donc 10.9 milliards d'euros ré-estimés cette année, et non plus 8.9 milliards prévus l'an dernier, à cause de ces prix du marché faibles au moment où le solaire est capable de produire le plus. Ce serait d'ailleurs intéressant d'avoir des statistiques en temps réel de la quantité d'électricité écrêtée par filière.
Comme on peut le voir, on importe quand même un peu, à 13h, parce que les prix sont très intéressants, de l'Allemagne et l'Espagne, pour exporter vers l'Angleterre (le jaune), qui reste très demandeuse, prix de gros à 84€/MWh, et la Suisse (le vert).
Le 15 Août n'est pas férié en Angleterre, Allemagne, Suisse (sauf localement), pour qui c'est un jour d'Août normal avec la consommation habituelle de cette période.
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Aujourd'hui 15 Août, jour férié de faible consommation, et aussi jour très ensoleillé, les prix de gros ont été longuement aux alentours de 0€ en milieu de journée, mais pas moins. Il y a du y avoir beaucoup de délestages, en particulier de solaire, que l'on paye quand même au prix des engagements pris, souvent dans les 120 €/MWh.
D'où une facture à la fin en hausse pour le budget de l'état pour le soutien aux EnR, donc 10.9 milliards d'euros ré-estimés cette année, et non plus 8.9 milliards prévus l'an dernier, à cause de ces prix du marché faibles au moment où le solaire est capable de produire le plus. Ce serait d'ailleurs intéressant d'avoir des statistiques en temps réel de la quantité d'électricité écrêtée par filière.
Comme on peut le voir, on importe quand même un peu, à 13h, parce que les prix sont très intéressants, de l'Allemagne et l'Espagne, pour exporter vers l'Angleterre (le jaune), qui reste très demandeuse, prix de gros à 84€/MWh, et la Suisse (le vert).
Le 15 Août n'est pas férié en Angleterre, Allemagne, Suisse (sauf localement), pour qui c'est un jour d'Août normal avec la consommation habituelle de cette période.
sur ce que je vois, et que tu montres, c'est surtout la production nucléaire qui est réduite sur la seconde courbe:
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sur ce que je vois, et que tu montres, c'est surtout la production nucléaire qui est réduite sur la seconde courbe:
Effectivement, elle aussi, ce qui baisse sa rentabilité, car elle ne bénéficie pas d'un complément de rémunération. C'est ce que disait le rapport RTE sur la production électrique du 1er semestre 2025, p4 :
Dans ces situations, l’ensemble de la production bas-carbone en France est amené à moduler sa production à la baisse en réaction aux prix de marché : 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.
https://assets.rte-france.com/prod/public/2025-07/Bilan%20premier%20semestre%20S1%202025.pdf
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Pour ce que j'en vois de ta courbe, il n'y a pas eu délestage (tu peux en voir sur d'autres week-ends par contre, avec des creux), on vient bien le maximum habituel de production solaire (envrion 19 000 MW). Le nucléaire a été très fortement ralenti aussi aujourd'hui.
Mon opérateur (Octopus Energy) me prévient à l'avance (et m'offre même l'électricité utilisée sur ces périodes pour m'inciter à consommer à ce moment là). Ce qui fait que je fais mes machines, lave-vaisselles ou utilisation intensive des ordis sur ces périodes.
Voic le mail que j'ai reçu pour les dernières journées :
Merci pour votre mobilisation dimanche 10 août pour les Heures Bonus. Depuis le lancement, vous avez collectivement sauvé 477 000 kWh d'électricité verte du gaspillage.
Sur les 9 et 10 août, j'ai consommé 5kWH de plus que ce que je consomme sur la même tranche horaire habituellement, un peu moins le 06 août. Il y a eu de l'écrétage sur ces dates, on les voit bien Eco2Mix.
Plage d'Heures Bonus 6 août : 11h-16h
Conso habituelle 4.73 kWh
Conso Heures Bonus 7.14 kWh
Surplus conso 2.41 kWh
GAIN 0.25 €
Plage d'Heures Bonus 9 août : 13h-17h
Conso habituelle 9.41 kWh
Conso Heures Bonus 14.86 kWh
Surplus conso 5.45 kWh
GAIN 0.54 €
Plage d'Heures Bonus 10 août : 11h-16h
Conso habituelle 9.41 kWh
Conso Heures Bonus 14.86 kWh
Surplus conso 5.45 kWh
GAIN 0.54 €
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Ce qui veut dire que la baisse de production du nucléaire a été suffisante aujourd'hui pour les prix ne soient pas négatifs, même s'ils étaient à 0.
Cela limite un peu le coût du complément de rémunération dû au solaire ou à l'éolien à ces heures là, mais qui était quand même élevé. Il n'est pas dû pour le nucléaire, c'est une économie pour le budget de l'état, mais cela baisse donc sa rentabilité.
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Ce qui veut dire que la baisse de production du nucléaire a été suffisante aujourd'hui pour les prix ne soient pas négatifs, même s'ils étaient à 0.
Cela limite un peu le coût du complément de rémunération dû au solaire ou à l'éolien à ces heures là, mais qui était quand même élevé. Il n'est pas dû pour le nucléaire, c'est une économie pour le budget de l'état, mais cela baisse donc sa rentabilité.
oui, enfin dans le même temps, "on achetait" aussi du solaire allemand, moins cher, il est clair que le nucléaire devient un boulet sur ces périodes, en fait tout producteur est un boulet ;)
Mais bon, les rivières font une pause ,relative, car la météo ne collabore pas, de température pendant ce temps là.
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La CRE a aussi publié le 26 Juin dernier un bilan sur la mise en place des compléments de rémunération et des prévisions pour les années à venir, en tenant compte de la PPE3, le projet de Programmation Pluriannuelle de l4energie, qui a fait l'objet d'un débat houleux au parlement en Juin dernier, et qui à ma connaissance n'a pas encore été soumis au vote, le gouvernement se laissant du temps.
https://www.cre.fr/documents/rapports-et-etudes/bilan-de-la-cre-sur-la-mise-en-place-du-complement-de-remuneration-en-france-et-recommandations-pour-lavenir.html
Page 37, un graphique présente les engagements actuels, en TWh de capacité, projetés sur les années à venir, selon le type d'engagement, obligations d’achat ou compléments de rémunération. Le gouvernement essaie de transformer dans les projets récents et futurs les obligations d'achat en complément de rémunération. En effet, les producteurs sous obligation d'achat ne sont pas incités à baisser leur production lorsque les prix sont négatifs. Alors que pour ceux sous compléments de rémunération, RTE peut leur demander (en étant payés comme s'ils avaient produits). Les installations sous obligations d'achat étaient majoritaires jusqu'ici, mais vont devenir minoritaires vers 2030, mais il reste donc un gros stock (1er diagramme). On n'est pas encore rendu au maximum des engagements existants, qui vont augmenter jusqu'en 2029 environ, pour ceux existants. Pour l'instant, c'est l'éolien terrestre qui est majoritairement sous complément de rémunération. Vers 2040, ce sera l'éolien en mer et le solaire.
Mais il y a aussi les nouveaux engagement qui pourraient être pris dans le cadre de la PPE3 (en vert dans le 3eme graphique). Ceux là deviendraient majoritaires vers 2030, avec un maximum de capacité de production couvert prévu pour être de près de 250 TWh vers 2040/
Dans ces perspectives, le coût du subventionnement va dépendre du prix de gros de l'électricité sur les marchés. S'il est élevé, supérieur au prix garanti, ce qui a été le cas en particulier pour l'éolien, qui ne produit pas qu'en milieu de journée, en 2022 et 2023, cela pourrait même rapporter de l'argent.
Mais si les prix de gros sont inférieurs aux prix garantis, ce qui est le cas depuis 2024, et qui sera probablement le cas dans les années à venir, au moins en milieu de journée, si les capacités du solaire augmentent plus que la consommation, cela pourra au contraire coûter de plus en plus cher à l'état.
Comme l'explique le rapport p39 :
Le dispositif de complément de rémunération représente la grande majorité des nouveaux engagements de l’Etat : sur la période 2023-2024, l’Etat a engagé une production annuelle prévisionnelle de 39 TWh/an (sans prendre en compte de taux de chute prévisionnel), dont environ 70 % sous la forme de contrats de complément de rémunération.
Néanmoins, le stock actuel de contrats sous obligation d’achat demeure important : il représente ainsi près de 75% de la production soutenue en 2024 et, si l’on considère l’ensemble des engagements de l’Etat à fin 2024, la production soutenue via un contrat de complément de rémunération devrait dépasser celle soutenue via un contrat d’achat uniquement en 2032.
Le stock actuel d’engagements sous le régime du complément de rémunération, en volume de production, est majoritairement issu de la filière éolienne terrestre, avec 54 % du volume prévisionnel total soutenu engagé à fin 2024 sur la période 2017-2051.
En estimant les nouveaux engagements que l’Etat serait amené à prendre au cours de la période 2025-2035 dans le cadre du projet de PPE3 mis en consultation fin 2024, il apparaît que les volumes soutenus par le biais d’un complément de rémunération deviendraient très majoritaires à horizon 2040, avec plus de 80 % de la production soutenue, et représenteraient une production annuelle de l’ordre de 190 TWh, en l’absence de nouveau PPA (sous l’hypothèse d’un faible développement des installations de production via des contrats de type PPA).
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oui, enfin dans le même temps, "on achetait" aussi du solaire allemand, moins cher, il est clair que le nucléaire devient un boulet sur ces périodes, en fait tout producteur est un boulet ;)
En fait on a acheté du solaire allemand moins cher pour le revendre aux anglais, pour maximiser les bénéfices. Mais s'il n'y avait plus de nucléaire, tu n'aurais plus d'électricité à l'heure de pointe à 21h. Ou tu devrais faire tourner à fond les centrales à gaz et à charbon, émettrices de C02, comme font les allemands.
D'ailleurs, en ce moment, les allemands sont bien contents de pouvoir compter sur notre électricité nucléaire. A 22h, ils importent 3.3 GW.
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Voici un rapport de 2024 de la Commission de Régulation de l’Énergie (https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2024/Rapport_Interconnexions_CRE.pdf)
On y est lit clairement que la régulation souhaite un maximum d'interconnexion en France parce cela permet de dégager des bénéfices.
C'est un rapport intéressant qui parle également de la partie gaz.
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Aujourd'hui, il semble bien que ce soit le solaire et l'éolien qui aient été écrêtés, et peu le nucléaire. Le prix a été à 0 plusieurs heures en milieu de journée, mais n'est pas descendu beaucoup dans le négatif, certainement grâce à ces délestages. Mais que donc on paye en compléments de rémunération.
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Au pic de consommation de la soirée, vers 21-22h, l'Espagne n'a plus de solaire (les jours raccourcissent), même s'il reste un peu d'éolien, et ses prix de gros sont très élevés, ~140 €/MWh, car elle utilise beaucoup de gaz, même si elle utilise aussi près de 100% de sa capacité nucléaire. Elle importe aussi 2 GW de la France, du nucléaire principalement à cette heure, et aimerait certainement en importer plus, cas moins cher, si les capacités d'interconnexions étaient supérieures.
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Au pic de consommation de la soirée, vers 21-22h, l'Espagne n'a plus de solaire (les jours raccourcissent), même s'il reste un peu d'éolien, et ses prix de gros sont très élevés, ~140 €/MWh, car elle utilise beaucoup de gaz, même si elle utilise aussi près de 100% de sa capacité nucléaire. Elle importe aussi 2 GW de la France, du nucléaire principalement à cette heure, et aimerait certainement en importer plus, cas moins cher, si les capacités d'interconnexions étaient supérieures.
La différence, c'est qu'il y avait bien plus de vent qu'hier, ça doit changer la stratégie, le soleil étant quand même plus prévisible que le vent, je pense.
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Pour info les premieres cellules EVE MB56 sont dispos, deux fois la capacité des MB31 donc ca nous fait 628Ah. Double de longueur aussi et presque 12kg la cellule ;)
Premiers boitiers dispos aussi, quasi meme taille que les precedents, mais 2 fois la hauteur car ils font 2 rangées de 8 cellules superposées. Du coup ca fait 35kwh pour une seule batterie. Mais un seul bms, un seul disjoncteur et moins de cables. Vu le poids, à commander avec le plateau à roulettes je pense ;)
https://www.alibaba.com/product-detail/YIXIANG-EU-US-Stock-MB56-628Ah_1601567597236.html
https://www.alibaba.com/product-detail/YIXIANG-US-EU-Warehouse-MB56-16s_1601566868576.html
Au global pour ceux qui veulent de la capacité ben ca fait 30% moins cher : 60 balles la cellule mb31 vs 90 euros la cellule mb56.
CATL a aussi sorti ses nouvelles 530Ah, mais bon, moins interessantes que les EVE, a mon avis.
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CATL a aussi sorti ses nouvelles 530Ah, mais bon, moins interessantes que les EVE, a mon avis.
Pourquoi moins intéressantes ? Pour une application stationnaire, l'encombrement n'est bien souvent pas une contrainte, donc avoir des cellules d'un peu plus faible capacité mais pour moins cher peut avoir un intérêt.
Soit on met plus de cellules en série et la tension est plus élevée, soit on met plus de cellules en parallèle pour le même nombre de groupes en série. Dans les deux cas, à puissance échangée avec l'onduleur équivalente, le courant vu par chaque cellule sera inférieur: elles chaufferont moins, on augmente la durée de vie en chargeant/déchargeant à courant plus faible et on peut cycler à puissance max quasiment jusqu'au bornes de SoC vu que les cellules sont bien loin de 1C.
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Le Point, dans un article d'hier, affirme que la publication du décret sur la programmation pluriannuelle de l'électricité (PPE3), prévue le 1er Août dernier, a été bloquée par le premier ministre François Bayrou suite à la lecture d'une note confidentielle du haut commissaire à l'énergie atomique, Vincent Berger, pointant le risque d'une sur-capacité de production photovoltaïque dans les années à venir, entrainant la création de ce qu'il appelle des "actifs échoués", c'est à dire des centrales PV devant s'arrêter de produire dès leur entrée en service, dans les périodes de prix négatifs ou nuls, mais que l'on devrait quand même payer, suite aux engagements de soutien, coûtant très cher aux finances publiques.
Au 1er semestre 2025, il y a eu plus de jours à prix négatifs ou nuls que sur toute l'année 2024.
Jusqu'ici, ce sont surtout la puissance produite par les centrales à gaz et nucléaire, les barrages hydro-électriques, à qui l'on a demandé de "moduler" leur production, mais avec l'augmentation de capacités du PV, il sera de plus en plus mis à contribution. Vincent Berger indique que pour des raisons techniques, pour pouvoir compter sur la production nucléaire le soir et la nuit, on ne peut pas baisser à moins de 20 GW la capacité de celle-ci, et à moins de 20% la production de chaque centrale nucléaire.
Le Point a publié cette note sous la forme d'un texte YouScribe, mais malheureusement, cette note très instructive et détaillée, n'est pas disponible au format PDF.
Voir : https://www.lepoint.fr/societe/energie-la-note-confidentielle-qui-a-fait-basculer-francois-bayrou-29-08-2025-2597296_23.php
Énergie : la note confidentielle qui a fait basculer François Bayrou
EXCLUSIF. Pointant les risques d’un surinvestissement dans les énergies renouvelables, le texte a stoppé in extremis la publication du décret sur la programmation pluriannuelle de l’énergie.
Par Géraldine Woessner Publié le 29/08/2025 à 18h37
Le décret était prêt, les arbitrages rendus, disait-on, les relectures finalisées. Le 1er août dernier, un communiqué de presse annonçant la publication du décret de Programmation pluriannuelle de l'Énergie (PPE3) fuite dans les médias… Avant d'être rapidement démenti. « Ça bloque à Matignon », confie alors, piteux, un proche du ministre de l'Énergie.
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Le 1er août pourtant, tout s'arrête. François Bayrou suspend la publication. Le Premier ministre vient de lire une note confidentielle transmise courant juillet, à leur demande, aux parlementaires de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) planchant sur la question. Elle a été rédigée par le haut-commissaire à l'Énergie atomique, Vincent Berger. Le texte, rigoureux et factuel, que nous publions, alerte sur le risque d'une surcapacité structurelle, la trajectoire prévue risquant de conduire à la création massive « d'actifs échoués », pour un coût « considérable » pour le contribuable français.
Une surcapacité déjà visible, des prix en chute libre
Dans cette note datée du 10 juillet, le haut-commissaire s'inquiète d'abord d'un fait peu commenté, mais désormais bien documenté : la France est entrée dans une situation structurelle de surcapacité électrique, qui rend inopérant tout projet d'expansion photovoltaïque sans ajustement de la demande.
Ces dernières années, le nombre de panneaux solaires a progressé de manière inédite, passant de 10,4 gigawatts (GW) installés en 2020 à 26,7 GW en 2025, selon RTE. Nos voisins allemands et espagnols ont suivi la même tendance, développant en une seule année (2024) « autant de capacités solaires que l'ensemble du parc français ».
La production solaire a donc explosé à la mi-journée… Sans que la demande suive ! Dès le printemps 2025, détaille la note, les signaux sont devenus massifs : vingt-trois jours sur trente en avril, et vingt-neuf jours sur trente et un en mai, les prix spots de l'électricité sont devenus nuls ou négatifs entre 11 heures et 16 heures. Autrement dit, l'électricité produite à ces heures-là n'a pas trouvé preneur. Elle a dû être écoulée à perte, faute de pouvoir être massivement stockée, tout en étant payée à son prix garanti à ses producteurs…
Dans ce contexte, les moyens de production doivent s'effacer. Les centrales à gaz réduisent leur puissance au minimum, les barrages ralentissent, les stations de pompage hydroélectriques stockent l'excédent. Même le nucléaire est contraint de moduler, avec des baisses de puissance allant jusqu'à 15 GW certains jours. Mais ces ajustements ne suffisent plus.
Le 29 mai, le gestionnaire du réseau RTE a dû demander l'effacement de 4 GW de production solaire autour de midi. Vingt gigawattheures (GWh) d'électricité ont été ainsi « perdus », dans la mesure où ils ont été rémunérés via les compléments de rémunération, mais non injectés sur le réseau.
Une anomalie structurelle, estime Vincent Berger. « Ce phénomène était déjà présent en 2024 et s'est fortement accentué en 2025. […] Si une offre photovoltaïque est ajoutée aux moyens de production actuels, alors que la demande reste en berne, ces moyens PV supplémentaires seront obligés de ne pas produire. Nous aurons donc des actifs en partie échoués, dès leur inauguration, avec des coûts importants sur le consommateur et pour le contribuable. »
Le parc nucléaire à la limite de sa flexibilité
L'idée que le solaire viendrait utilement compléter le nucléaire, postulat régulièrement repris dans les documents ministériels, est battue en brèche. La note rappelle une série de contraintes physiques difficilement contournables, récemment mises au jour.
D'abord, un réacteur nucléaire ne peut pas être redémarré rapidement. « Si l'on arrête un réacteur en fin de matinée, il ne sera pas disponible en soirée », écrit son auteur. Le temps de redémarrage est d'au minimum vingt-quatre heures, pour des raisons de sûreté et de thermodynamique.
Ensuite, même en fonctionnement, la puissance d'un réacteur ne peut pas descendre sous un certain seuil. Ce « minimum technique » est généralement de l'ordre de 20 % de la puissance nominale. En deçà, la stabilité du cœur devient difficile à maîtriser. Par ailleurs, en fin de cycle, certains réacteurs ne sont plus capables de moduler du tout.
Ces éléments combinés imposent un seuil plancher à la production nucléaire, estimé à 20 GW. Autrement dit, même lorsque le solaire injecte massivement dans le réseau, une part incompressible du nucléaire doit rester connectée. Dès lors, tout nouveau développement photovoltaïque au-delà de cette capacité risque de devoir s'effacer à certaines heures. « Le photovoltaïque sera structurellement empêché de produire. Ces installations seront donc en partie des actifs échoués dès leur mise en service », alerte la note.
Des hypothèses de consommation déconnectées
Pourquoi, dans ce contexte, la PPE3 prévoit-elle de multiplier les capacités renouvelables ? Parce qu'elle repose sur le scénario A de RTE, conçu pour épouser la trajectoire de décarbonation « fit for 55 » adoptée par l'Union européenne (UE). Ce scénario postule une hausse de 140 térawattheures (TWh) de la consommation d'électricité entre 2019 et 2035. Mais aucun des leviers censés soutenir cette hausse – électrification massive des transports, redémarrage industriel, développement rapide de l'hydrogène vert – ne s'est encore activé.
La PPE3 est dimensionnée pour alimenter 15 millions de véhicules électriques et 23 % de camions électrifiés d'ici 2035, qui représenteraient une hausse de 42 TWh de la consommation électrique. Or les ventes ont stagné à 300 000 véhicules en 2023 et 2024. « Si on poursuit une telle stagnation, on sera seulement à 3 millions de véhicules électriques en 2035 et non à 15 millions », prévient la note. Pour atteindre l'objectif, les ventes devraient s'envoler à 1,5 million de véhicules par an… Improbable, alors que les dernières tendances montrent une décroissance des ventes.
Deuxième postulat porté par la PPE : la réindustrialisation. Mais la consommation électrique de l'industrie chute depuis dix ans : 124 TWh en 2014, 103 TWh en 2023. Même en intégrant les besoins futurs des data centers, la trajectoire de 160 TWh prévus en 2035 paraît illusoire.
Troisième levier : l'hydrogène vert. Là encore, le décalage entre les ambitions de la PPE et la réalité est criant. Le plan Hulot visait 100 000 tonnes produites en 2023, mais à peine 3 % de l'objectif ont été atteints. Le coût de l'hydrogène vert reste prohibitif : 6 €/kg, contre 1,5 €/kg pour l'hydrogène fossile. « Aucun modèle économique ne permet aujourd'hui de produire de l'hydrogène vert à un coût compétitif », écrit Vincent Berger. Le prix du CO₂ devrait dépasser 300 €/t pour inverser la logique. Or il oscille actuellement autour de 70 €.
Une facture publique en forte hausse
Ces déséquilibres techniques et économiques se traduisent par un coût public croissant. La Commission de régulation de l'énergie (CRE) estime que les charges de soutien aux ENR atteindront 10,9 milliards d'euros en 2025, contre 8,9 milliards prévus. En 2026, ce montant grimpera à 12,9 milliards.
Parallèlement, les coûts de raccordement de ces nouvelles capacités, dispersées, « vont se chiffrer en dizaines de milliards », analyse le député (Liot) du Calvados Joël Bruneau, rapporteur d'une étude en cours sur « les impacts technologiques de l'évolution du mix énergétique ».
« Si nous ajoutons trop d'ENR au moment même où la consommation stagne, les périodes de prix négatifs vont augmenter, pendant lesquelles il faudra quand même assurer les engagements pris auprès des producteurs de renouvelables, tout en payant les coûts fixes. Ne serait-il pas plus urgent de subventionner l'électrification de nos usages ? »
Au seuil d'un débat budgétaire particulièrement difficile, et alors que François Bayrou alerte quotidiennement sur l'explosion de la dette et l'indispensable réduction des dépenses, les arguments ont porté. « La décarbonation de l'économie est plus lente que prévu, et nous aurons le temps de la voir venir. Il faut environ trois ans pour développer un parc solaire, il serait déraisonnable de se précipiter », confie un conseiller du gouvernement, partisan d'une forme de « moratoire ».
D'autres poussent, au contraire, pour une publication rapide d'objectifs ambitieux. « L'absence de PPE gêne réellement l'éolien off-shore, pour des raisons industrielles. Pour investir dans les ports, les réseaux, les études de projet, la filière a besoin de soutien public… Et elle fait pression pour que des décisions soient prises avant le 8 septembre, pour que les appels d'offres soient lancés. » La question reste entière : à quel prix ?
Quelles courbes illustratives tirées de la note :
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Note confidentielle du Haut-Commissaire à l’énergie atomique à l’intention du 1er ministre, le 10 juillet 2025 pour contrer la signature imminente du décret PPE3 :
(cliquez sur la miniature ci-dessous - le document est au format PDF)
(https://lafibre.info/images/energie/202507_cea_note_evolution_mix_energetique_et_impacts.avif) (https://lafibre.info/images/energie/202507_cea_note_evolution_mix_energetique_et_impacts.pdf)
Diffusée dans le public le 29/082025 par Géraldine Woessner dans le magazine Le Point
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Merci Renaud !
J'en profite aussi pour mettre le lien sur le rapport de l'académie des sciences du 8 Avril dernier, sur le texte de la PPE3, qui est cité par Vincent Bergé pour aboutir à des conclusions similaires aux siennes, en particulier ce passage, p3 :
https://www.academie-sciences.fr/sites/default/files/2025-04/Avis%20Acad%C3%A9mie-sciences%20PPE-3%20r%C3%A9vis%C3%A9e_1.pdf
En effet, en absence de capacités de stockage d’électricité massives, non disponibles aujourd’hui (14) et qui ne le seront pas beaucoup plus dans 10 ans (15), cet excès de production intermittente non pilotable, qui bénéficie aujourd’hui d’une priorité sur le réseau, induira :
(i) une volatilité accrue des prix de l’électricité, avec des périodes de plus en plus fréquentes de prix très élevés alternant avec des prix négatifs ;
(ii) la nécessité, pour assurer l’équilibre offre-demande, d’une modulation excessive de la production nucléaire, entraînant des contraintes sur la gestion du parc électronucléaire (16) et un sous-emploi de ce parc (17), sous-emploi coûteux économiquement et induisant des risques de dégradation des performances des réacteurs (18) ;
(iii) des tensions sur les réseaux électriques qu’il faut adapter à cette variabilité de la production, ajoutant des coûts supplémentaires considérables au
fonctionnement du système énergétique.
L’Académie des sciences soutient la proposition du Haut-Commissaire à l’Énergie Atomique (19) visant à accompagner le texte de la PPE d’une analyse approfondie du coût complet de production du système énergétique français, incluant le scénario proposé ainsi que des scénarios alternatifs, ce qui n’est pas fait aujourd’hui.
Il convient de rappeler qu’atteindre une production électrique totalement décarbonée ne requiert nullement une augmentation massive des énergies éolienne et solaire. Le bilan électrique 2024 de RTE (20) montre en effet clairement que le système électrique français actuel, avec déjà 29 % d’énergies intermittentes et un record d’exportation (89 TWh), émet seulement 21,3 g CO2eq par kWh d’électricité produit, soit l’un des taux les plus bas au monde. En comparaison, le système électrique allemand, avec une part de production éolienne et solaire de 45 % en 2024, affiche une intensité carbone de 350 g CO 2eq/kWh.
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Note confidentielle du Haut-Commissaire à l’énergie atomique à l’intention du 1er ministre, le 10 juillet 2025 pour contrer la signature imminente du décret PPE3 :
(cliquez sur la miniature ci-dessous - le document est au format PDF)
(https://lafibre.info/images/energie/202507_cea_note_evolution_mix_energetique_et_impacts.avif) (https://lafibre.info/images/energie/202507_cea_note_evolution_mix_energetique_et_impacts.pdf)
Note intéressante et assez juste, mis à part quelques points notables à mon sens:
- le développement de moyens stockage par batteries, dont le coût au MWh chute de ~5-10% par an, n'est mentionné qu'en passant, presque "pour l'avoir dit", mais rien n'en est fait.
Et pourtant, il permettrait de lisser les pointes comme les creux (en absorbant le PV en journée et en déchargeant au pointes). Ces cycles sont journaliers, donc ce stockage y est particulièrement adapté (peu d'énergie, beaucoup de puissance).
Il permettrai donc d'intégrer le solaire correctement tout en réduisant les contraintes de variabilité sur le nucléaire.
- le décalage des consommations est, la aussi, simplement mentionné sur une ligne.
Et pourtant, les heures "creuses" de millions de foyers sont toujours programmées en pleine nuit l'été, augmentant mécaniquement le besoin en énergie produite la nuit, et donc excluant de facto le solaire. Les heures creuses ENEDIS vont être décalées en journée à partir d'octobre prochain (avant l'hiver, c'est dommage... le PV produit moins à cette saison).
Le développement du pilotage dynamique des ballons d'eau chaude est également un levier intéressant pour diminuer le besoin en stockage, absorber l'excédent de prod et, mécaniquement, de réduire la demande en soirée/nuit puisque les ballons ont chauffé dans l'après midi.
- autant je ne réfute pas la dynamique lente de montée en charge du nucléaire ainsi que son minimum de charge (je l'ai constaté et ne suis pas spécialiste), autant j'ai du mal à comprendre pourquoi une plus grosse partie (2/3?) du parc n'est pas simplement mise à l'arrêt en été. On se retrouverait avec ~42GW (sur 63 installés) à faire varier entre 20 et 100%, ce qui permet de réduire la prod nucléaire en apres midi en dessous du talon de 20GW donné tout en couvrant la pointe du soir sans problème (je trouve une plage de 8.4GW à 20% jusqu'à 42GW à 100%).
- les prix du marché spot sont montés en épingle ici. La majorité du volume des achats ne se font pas au prix spot (J-2 ou J-1) mais sont effectués en PPA ou à des échelles de temps plus grandes (semaines, mois, saisons). L'ajustement se fait au prix spot.
- même si on acceptait que la majeure partie du volume s'achète au prix spot (c'est faux), rien n'est dit du nombre de jours où le marché réagit correctement et le prix spot au MWh est à 1, voir 0 euro entre 111 et 14h... alors que si on regarde de plus près, le souci est le mécanisme de compensation lors du bridage ENR. Il conviendrait, pour la CRE, d'arrêter les contrats d'obligation d'achat (c'est en train d'être fait) et de diminuer les indemnisations pour bridage, dont la filière solaire n'a plus besoin pour être rentable aujourd'hui.
- enfin, l'éolien notament offshore pâtit de ces analyses "nucléaire vs ENR", alors qu'il produit de jour comme de nuit en hiver et en grande quantité. Il y a des moments où il ne produit pas, mais ces alternances se font sur des pas de temps tout à fait compatibles avec l'arrêt et le redémarrage de réacteurs nucléaires (plusieurs jours).
Effectivement, l'électrification des usages ne va pas aussi vite qu'il le faudrait, retardant nos objectifs de diminution de gaz à effet de serre. Je suis content qu'il le mentionne noir sur blanc.
Des politiques publiques et réglementaires efficaces comme interdire progressivement le chauffage à base d'énergies fossiles serait le bienvenu, tout comme un rétablissement des primes pour l'achat de véhicules électriques.
Aussi, il semble évident qu'un changement des contrats classiques de fourniture d'électricité est cruellement nécessaire (rendre l'énergie plus chère à la pointe, déplacer les heures creuses en journée, pouvoir les déclencher de facon opportuniste quand nous sommes en excédent d'ENR, etc.).
Aborder le problème d'un seul point de vue de la production, en partant du principe que le profil de consommation ne changera pas ou peu, sans aborder la question du stockage (et du marché associé), c'est probablement passer à côté de certaines solutions.
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- autant je ne réfute pas la dynamique lente de montée en charge du nucléaire ainsi que son minimum de charge (je l'ai constaté et ne suis pas spécialiste), autant j'ai du mal à comprendre pourquoi une plus grosse partie (2/3?) du parc n'est pas simplement mise à l'arrêt en été. On se retrouverait avec ~42GW (sur 63 installés) à faire varier entre 20 et 100%, ce qui permet de réduire la prod nucléaire en apres midi en dessous du talon de 20GW donné tout en couvrant la pointe du soir sans problème (je trouve une plage de 8.4GW à 20% jusqu'à 42GW à 100%).
2/3 des centrales nucléaires arrêtées l'été ? Donc 42 GW, et il ne resterait plus que 21 GW disponibles ? Insuffisant la nuit (voir graphique RTE ci-dessous du 29 Août à 23h30). Il faut au moins 24h, comme le dit le rapport, pour rallumer une centrale nucléaire. En cas de problème survenant sur d'autres centrales, tu n'as aucune marge de sécurité, alors que la nuit le solaire ne peut pas produire.
D'autre part tu ne peux plus exporter aux heures où justement la demande est la plus forte (pointes du soir et du matin), parce que le PV produit très peu. Ce qui améliore beaucoup la rentabilité de notre parc et permet de réduire l'énorme dette d'EDF ((contactée en partie quand l'état lui a imposé de fournir de l’électricité à un coût inférieur au marché en 2022/2023, quand il y avait une crise de production à cause de la corrosion sous contrainte).
Arrêter 2/3 du parc (même 1/3) aurait un coût économique énorme pour EDF qui probablement n'y survivrait pas. Et cela serait une grosse menace pour la production d’électricité en France, et pour nous les consommateurs.
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Note intéressante et assez juste, mis à part quelques points notables à mon sens:
- le développement de moyens stockage par batteries, dont le coût au MWh chute de ~5-10% par an, n'est mentionné qu'en passant, presque "pour l'avoir dit", mais rien n'en est fait.
...
Rien n'est fait parce que probablement, même si le coût chute, il ne suffit pas à atteindre un seuil de rentabilité suffisamment attractif.
De plus, la période actuelle n'est vraiment pas propice : les-prix-du-stockage-denergie-par-batterie-senvolent-au-deuxieme-trimestre-2025 (https://www.pv-magazine.fr/2025/06/17/les-prix-du-stockage-denergie-par-batterie-senvolent-au-deuxieme-trimestre-2025/)
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Voici le PDF
Et la publication originale : https://www.youscribe.com/BookReader/Index/3857547/?documentId=6957112
Je me pose des questions sur ces lobbies (du nucléaire dans ce cas) qui tracent des courbes de prévisions délirantes en précisant qu'ils ne savent rien de ce que sera la consommation dans 10 ou 20 ans.
Dans ce domaine, comme bien d'autres, par exemple la saturation de la communication par l'IA, dont la consommation à venir n'est pas prise en compte dans ce rapport d'ailleurs, les extrapolations du passé sur l'avenir sont assez approximatives.
Ce qui est certain, c'est que effectivement, il faut se débrouiller au maximum pour stocker les excédents de production électrique, plutôt que foncer dans de nouveaux moyens de production, ça viendra plus vite qu'on ne le croit dans les chaumières, par exemple par un grid bien géré de VE en station de charge. La décentralisation de la production ne peut être que positive, mais l'optimisation de leur gestion à l'arrêt est une façon de fonctionner de ce siècle.
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Rien n'est fait parce que probablement, même si le coût chute, il ne suffit pas à atteindre un seuil de rentabilité suffisamment attractif.
De plus, la période actuelle n'est vraiment pas propice : les-prix-du-stockage-denergie-par-batterie-senvolent-au-deuxieme-trimestre-2025 (https://www.pv-magazine.fr/2025/06/17/les-prix-du-stockage-denergie-par-batterie-senvolent-au-deuxieme-trimestre-2025/)
Le fonctionnement des US s'éloigne de plus en plus de celui du reste du monde: drill drill baby ... :(
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> 2/3 des centrales nucléaires arrêtées l'été ? Donc 42 GW, et il ne resterait plus que 21 GW disponibles ?
Non, je me suis emmêlé les pinceaux, je parlais d'éteindre environ 1/3.
Note que sur ton screenshot, on exporte un talon de ~15-18GW quasiment en permanence. Si on part du principe qu'on veut réaliser cet export, effectivement, on gardera plus de réacteurs en service... mais cela n'a pas grand chose à voir avec le fait de couvrir la consommation nationale. On aide nos voisins à décarboner leur prod, ce qui est bon, ceci dit.
La prod nucléaire à ce moment là est d'environ 40-42GW, donc on y arriverait, à priori. L'hydraulique peut potentiellement couvrir bien plua.
Et si on prend un peu de recul et qu'on traite le problème dans sa globalité plutôt qu'uniquement du côté prod, combien de cette conso de fin de soirée/fin de nuit peut-on supprimer si on la décale en journée?
> Arrêter 2/3 du parc (même 1/3) aurait un coût économique énorme pour EDF qui probablement n'y survivrait pas. Et cela serait une grosse menace pour la production d’électricité en France, et pour nous les consommateurs.
C'est plus là qu'est le souci, en effet. L'équation est plus économique qu'autre chose pour EDF, qui espère une rente nucléaire importante pour résorber sa dette en plus de couvrir ses coûts fixes.
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Pourquoi moins intéressantes ? Pour une application stationnaire, l'encombrement n'est bien souvent pas une contrainte, donc avoir des cellules d'un peu plus faible capacité mais pour moins cher peut avoir un intérêt.
Quand j'avais regardé la difference de prix des CATL n'est pas interessante. En tout cas moins que les EVE. Donc le ratio euros / kwh. Apres ca peut changer dans le temps je pense.
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Je me pose des questions sur ces lobbies (du nucléaire dans ce cas) qui tracent des courbes de prévisions délirantes en précisant qu'ils ne savent rien de ce que sera la consommation dans 10 ou 20 ans.
Et pourtant aussi bien Vincent Berger que l'académie des sciences font référence au scénario retenu par la PPE3, dit scénario A de RTE (et même plus précisément celui de référence, voir tableau ci-dessous, de 2023), qui prévoit une augmentation énorme de la consommation, de 475 TWh en 2019 à 615 TWh en 2035, en disant qu'au contraire on observe une diminution de la consommation, de 6% par rapport à 2015-2019. Le Covid est passé par là, mais on n'a pas rattrapé depuis. Ce scénario s'appuyait sur trois prévisions principales, qui sont toutes les trois en train d'être démenties.
- une forte augmentation des besoins pour les véhicules électriques, +42 TWh avec 40% de voitures électriques en 2035 et 23% de camions électriques. Or les ventes des véhicules électriques sont loin des prévisions (trop chères), et même en baisse. Celles de camions électriques sont inexistantes (on verra ce que donnera le projet de Musk..).
- une forte augmentation des besoins de l'industrie, +46 TWh. Or la consommation là aussi baisse.
- une forte augmentation pour la production de l'hydrogène pour l'électrolyse, +56 TWh. Or ces projets sont en pleine déconfiture (le coût de l'hydrogène par ce moyen est beaucoup plus cher que par les procédés classiques chimiques, reformage, émetteur de C02).
Tout cela montre que ce scénario A pour 2035 est irréaliste. Or c'est celui qui a servi à justifier le déploiement de capacités énormes de photovoltaïque et éolien, subventionnés, qui se retrouvent donc en surcapacité, et nous coûtent très cher, 11.9 milliards d'euros prévus cette année pour le budget public. D'où la demande de revoir ce scénario pour d'autres plus réalistes (on est plutôt sur le C, et encore...).
Et concernant les chiffres de la PPE3, l'académie des sciences pointe justement leur incohérence :
Plus préoccupant encore, le texte s’appuie sur des chiffres incohérents, tout comme sa version précédente, et ce malgré les observations précises formulées par l’Académie des sciences dans son avis de décembre 2024 (5).
Par exemple, en page 11 de cette version révisée de la PPE 36, la consommation d’énergie finale prévue est de 1 243 TWh en 2030 et de 1 100 TWh pour 2035. Or, quelques pages plus loin (page 15, Figure 1), ces valeurs sont respectivement de 1 410 et 1 302 TWh (7). Ce manque de rigueur engendre évidemment des incertitudes multiples, notamment lorsque l’on applique des pourcentages à des valeurs aussi différentes. Un exemple illustre cette incohérence : la même Figure 1 attribue une part de 39 % à la consommation électrique en 2035, soit une demande de 508 TWh8, tandis que, en page 86, après analyse des différents scénarios possibles (Figure 24), il est indiqué que : « le scénario AMS9 final devrait se situer entre 580 et 600 TWh de consommation (électrique) intérieure en 2035 »10. Parmi les valeurs de 429, 508 ou 600 TWh, quel est réellement le niveau de consommation visé pour 2035 ?
En conséquence, l’Académie des sciences considère, à nouveau, qu’il est nécessaire de procéder à une vérification et une correction exhaustives de l’ensemble des chiffres fournis par ce document, suivies d’une réécriture garantissant sa cohérence. Le texte actuel n’est pas à la hauteur des enjeux de l’énergie, d’une importance extrême pour la France et ses citoyens. Il n’a pas non plus le niveau de rigueur attendu d’une production des services de l’État.
https://assets.rte-france.com/prod/public/2023-09/Bilan-previsionnel-2023-synthese.pdf p8 :
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Dans ce domaine, comme bien d'autres, par exemple la saturation de la communication par l'IA, dont la consommation à venir n'est pas prise en compte dans ce rapport d'ailleurs, les extrapolations du passé sur l'avenir sont assez approximatives.
Bah si, voir p7 :
La consommation de l'industrie n'augmente pas, elle diminue : 124 TWh en 2014, 114 TWh en 2019, 103 TWh en 2023 (voir la figure ci-dessus). la croissance économique est difficile à retrouver dans un contexte international contrarié. On ne voit as comment on pourrait atteindre les 160 TWh du scénario A, même avec des data centers qui pourraient consommer 10 à 20 TWh à l'horizon 2035.
De plus les datacenters sont inadaptés à des énergies intermittentes. Ils consomment à peu près la même énergie à toute heure, 24h/24, 365 jours/365. Ils ne vont pas se contenter d'électricité le jour et en été. Les projets de data centers mettent plutôt l'accent sur l'électricité nucléaire pilotable, et décarbonée, de la France, ses barrages hydro-électriques en complément.
D'ailleurs aux Etats-Unis, les GAFAM songent à installer de nouveaux réacteurs nucléaires, par exemple des SMR. Et aussi du gaz, lui aussi pilotable, avec Musk et son projet Colossus 2, qui aurait acheté 65 turbines au gaz... Ils n'installent pas sur leurs sites ou à côté des panneaux solaires sou des éoliennes.
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La décentralisation de la production ne peut être que positive
Pas d'accord non plus sur ce point. La multiplication de points de production, centrales photovoltaïques ou éolien offshore nécessite le déploiement d'un grand nombre de lignes THT pour les desservir, dont le coût a été estimé à 200 milliards d'euros (100 milliard pour RTE, 100 milliards pour Enedis). C'est un coût supplémentaire qui est beaucoup passé sous silence, alors qu'il se retrouve sur nos factures (particuliers et entreprises).
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La consommation d’un datacenter est quand même variable dans la journée
Leur consommation suit une courbe un peu comme la consommation électrique (tout simplement lié à notre consommation d’internet et aux besoins de refroidissement qui sont plus important la journée).
Il y a certes une base de consommation qui est toujours la même liée aux systèmes qui restent toujours allumés
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Pas d'accord non plus sur ce point. La multiplication de points de production, centrales photovoltaïques ou éolien offshore nécessite le déploiement d'un grand nombre de lignes THT pour les desservir, dont le coût a été estimé à 200 milliards d'euros (100 milliard pour RTE, 100 milliards pour Enedis). C'est un coût supplémentaire qui est beaucoup passé sous silence, alors qu'il se retrouve sur nos factures (particuliers et entreprises).
Les centrales nucléaires ne sont pas non plus sur les lieux de consommation, ça m'étonnerait beaucoup que l'on voie une CN à moins de 50 km de la tour eiffel. Les très gros sites de production amènent plus de problèmes de transport qu'ils n'en résolvent. L'offshore est encore un point particulier bien sûr.
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Bah si, voir p7 :
La consommation de l'industrie n'augmente pas, elle diminue : 124 TWh en 2014, 114 TWh en 2019, 103 TWh en 2023 (voir la figure ci-dessus). la croissance économique est difficile à retrouver dans un contexte international contrarié. On ne voit as comment on pourrait atteindre les 160 TWh du scénario A, même avec des data centers qui pourraient consommer 10 à 20 TWh à l'horizon 2035.
De plus les datacenters sont inadaptés à des énergies intermittentes. Ils consomment à peu près la même énergie à toute heure, 24h/24, 365 jours/365. Ils ne vont pas se contenter d'électricité le jour et en été. Les projets de data centers mettent plutôt l'accent sur l'électricité nucléaire pilotable, et décarbonée, de la France, ses barrages hydro-électriques en complément.
D'ailleurs aux Etats-Unis, les GAFAM songent à installer de nouveaux réacteurs nucléaires, par exemple des SMR. Et aussi du gaz, lui aussi pilotable, avec Musk et son projet Colossus 2, qui aurait acheté 65 turbines au gaz... Ils n'installent pas sur leurs sites ou à côté des panneaux solaires sou des éoliennes.
Je doute fort que la conso des DC actuels, relativement constante du fait de leur mode de travail soit la même quand ils seront plutôt sur l"IA", ça suivra certainement plus les pointes d'activité humaine, avec très peu de batch, de traitements différés.
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Les centrales nucléaires ne sont pas non plus sur les lieux de consommation, ça m'étonnerait beaucoup que l'on voie une CN à moins de 50 km de la tour eiffel. Les très gros sites de production amènent plus de problèmes de transport qu'ils n'en résolvent. L'offshore est encore un point particulier bien sûr.
Les centrales nucléaires sont desservies depuis très longtemps par des lignes THT. Et les nouveaux réacteurs que l'on construit sont justement sur les sites des centrales précédentes, déjà desservies, donc pas nécessaire de construire de nouvelles lignes. On peut éventuellement augmenter la capacité de celles existantes.
Tandis que pour les nouveaux sites éolien et photovoltaïques, il n'y a rien d'existant, et il faut tout construire, sur des centaines de sites.
En fait, en Hollande, c'est ce qui limite actuellement l'augmentation des raccordement de PV.
Voir le site Atlantico :
Les Pays-Bas sont obligés de rationner l’électricité et voilà ce que ça révèle de leur transition énergétique
La transition énergétique néerlandaise, souvent citée en exemple, révèle aujourd’hui ses limites. Face à la croissance rapide des énergies renouvelables et à l’absence d’infrastructures adaptées, le pays est contraint de rationner l’accès à l’électricité. Cette crise constitue un signal d’alerte pour toute l’Europe.
avec Damien Ernst et Drieu Godefridi - 17 Juillet 2025
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Damien Ernst : Tout d’abord, il faut bien comprendre de quoi on parle. Il ne s’agit pas ici d’un manque de capacité dans la génération d’électricité. Le problème se situe plutôt au niveau des réseaux de distribution néerlandais. Ils n’ont pas la capacité nécessaire pour faire face à la fois aux nouvelles charges, comme les pompes à chaleur et les voitures électriques, et aux « nouvelles » sources de production d’électricité renouvelable, principalement le photovoltaïque. Leur réseau électrique n’a pas été prévu pour ça et il est arrivé à saturation. Je savais depuis 15 ans qu’on allait avoir ce type de problèmes. Et il ne faut pas se faire d’illusions : ce n’est pas que néerlandais. Il risque d’être très fréquent en France dans quelques années. C’est logique : quand on change radicalement son mode de consommation et de production, il faut aussi une solide mise à niveau du mode de distribution. Il aurait donc fallu investir beaucoup plus dans les réseaux électriques, ce que l’on n’a pas fait.
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https://atlantico.fr/article/decryptage/les-pays-bas-obliges-rationner-electricite-revele-transition-energetique-europe-cout-energie-industrie-eoliennes-entreprises-Drieu-Godefridi-Damien-Ernst
Article original de Financial Times :
https://www.ft.com/content/9c7560ec-a220-4150-a35e-a79db70c0c07
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Les centrales nucléaires sont desservies depuis très longtemps par des lignes THT. Et les nouveaux réacteurs que l'on construit sont justement sur les sites des centrales précédentes, déjà desservies, donc pas nécessaire de construire de nouvelles lignes. On peut éventuellement augmenter la capacité de celles existantes.
Tandis que pour les nouvelles sites éolien et photovoltaïques, il n'y a rien d'existant, et il faut tout construire, sur des centaines de sites.
En fait, en Hollande, c'est ce qui limite actuellement l'augmentation des raccordement de PV.
Voir le site Atlantico :
https://atlantico.fr/article/decryptage/les-pays-bas-obliges-rationner-electricite-revele-transition-energetique-europe-cout-energie-industrie-eoliennes-entreprises-Drieu-Godefridi-Damien-Ernst
Article original de Financial Times :
https://www.ft.com/content/9c7560ec-a220-4150-a35e-a79db70c0c07
C'est le principe même de la mutation énergétique: on croirait l'article écrit par le lobby des distributeurs de fuel.
Renforcer une ligne THT signifie souvent en construire une nouvelle à côté, ou en triangulation avec un autre poste.
Mais c'est vrai que les nouveaux réacteurs sont souvent construits sur des sites existants, ça limite pas mal de frais. Après, ce sera pareil avec les renouvelables.
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Renforcer une ligne THT signifie souvent en construire une nouvelle à côté, ou en triangulation avec un autre poste.
Il y a potentiellement l'ajout de conducteurs sur des pylones existants (si ils tiennent la charge) ou du reconductoring où on vient remplacer les conducteurs existants par des nouveaux, de capacité plus importante.
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Il y a potentiellement l'ajout de conducteurs sur des pylones existants (si ils tiennent la charge) ou du reconductoring où on vient remplacer les conducteurs existants par des nouveaux, de capacité plus importante.
Certes mais remplacer les conducteurs implique de couper la liaison, ce qui a de grosses conséquences le temps que ça dure.
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C'est quand même nettement plus facile que de construire une nouvelle ligne, avec toutes les contraintes environnmentales, tous les demandes administratives à remplir, démarches qui peuvent prendre des années. Voir en Allemagne où cela a fait perdre des années pour la constructions de nouvelles lignes, vu les oppositions diverses. Voir aussi le cas de la nouvelle ligne HVDC, qui doit nous relier à l'Espagne, pourtant largement en mer.
Qui veut une ligne THT qui passe au-dessus de chez lui ? Il vaut mieux qu'elles soient enterrées, mais cela coûte encore plus cher...
C'est d'ailleurs pour cela que l'on entend parler en ce moment de "simplifier les démarches administratives". C'est en fait pour passer par dessus plein de dossiers de demandes d'autorisations administratives. Pour pouvoir construire plus rapidement de nouvelle lignes THT. Mais cela risque de ne pas plaire à la population concernée, qui y verra un passage en force...
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Je doute fort que la conso des DC actuels, relativement constante du fait de leur mode de travail soit la même quand ils seront plutôt sur l"IA", ça suivra certainement plus les pointes d'activité humaine, avec très peu de batch, de traitements différés.
Pour l'IA, la puissance de calcul consommée, donc l'énergie, c'est 2/3 l'apprentissage sur des data, qui ne dépendent absolument pas des pointes d'activité humaine, et 1/3 les réponses aux utilisateurs, qui en dépendent. Mais comme les utilisateurs sont répartis dans l'ensemble du monde, cela lisse pas mal aussi sur 24h. Par exemple, quand tu interroges ChatGPT en France, tu fais tourner des datacenters aux Etats-Unis, à une pointe décalée de 8h. Grok pareil. Deep Seek, c'est 10h avant.
Les opérateurs de datacenters ne s'y trompent pas, on apprenait hier que Data 4 avait signé un contrat avec EDF pour utiliser son électricité nucléaire (CAPN : Contrat d'Allocation de Capacité Nucléaire), qui n'est pas intermittente. Les opérateurs d'IA qui ont annoncé vouloir venir en France l'envisagent pour son électricité nucléaire, décarbonée.
Aux Etats-Unis, les opérateurs d'IA envisagent de faire construire de nouvelles centrales nucléaires pour alimenter leurs data centers. Ce sera mieux que le Colossus 2 de Grok est ses 65 turbines à gaz achetées pour avoir une électricité disponible tout le temps..
Datacenters : Data4 obtient l’un des nouveaux contrats CAPN d’EDF
Succédant au système ARENH, le nouveau système commercial d’EDF réduit la quantité d’électricité nucléaire achetable à un tarif préférentiel. Pour les gros consommateurs d’énergie, comme les datacenters, il devient critique de parvenir à en obtenir.
par Yann Serra, LeMagIT - Publié le: 05 sept. 2025
Data4 se félicite d’avoir signé l’un des premiers Contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) qu’EDF propose désormais aux plus gros consommateurs d’énergie. Ce contrat engage Data4 à acheter, entre 2026 et 2037, un volume de 230 GWh d’électricité par an. En retour, EDF s’engage à lui proposer un tarif préférentiel pour cette électricité et à la lui fournir avec une puissance de 40 MW.
Les CAPN succéderont en 2026 à l’ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) qu’EDF proposait jusqu’ici directement aux industriels (dont les gros datacenters) et aux fournisseurs d’électricité. Ces contrats consistent à répartir une quantité donnée d’électricité d’origine nucléaire entre des clients qui peuvent l’acheter à l’avance.
Un enjeu économique…
Très avantageux, l’ARENH représentait un volume disponible de 100 TWh par an vendus à un coût fixe de 42 € par MWh consommé. Les CAPN n’ont plus qu’un volume annuel de 10 TWh à partager, ce qui réduit d’autant les consommations facturées à un tarif préférentiel. Réussir à obtenir un CAPN devient donc d’autant plus critique pour une chaîne de datacenters que, selon les estimations de RTE, la part de consommation électrique de ce secteur devrait doubler d’ici à dix ans.
Les data centers représentent environ 2 % de la consommation électrique en France et les projets de construction de nouveaux sites devraient faire passer cette part à 4 % en 2035. La France produit actuellement un peu moins de 540 TWh par an ; 50 TWh ne sont pas consommés sur place, mais exportés vers le reste de l’Europe. Mis bout à bout, cela signifie que plus de la moitié de l’électricité consommée par les datacenters ne pourra pas être achetée via un CAPN.
Par ailleurs, le tarif du mégawattheure dans un CAPN devient variable, essentiellement selon la demande. EDF avait précédemment annoncé un prix de départ de 70 €/MWh.
Notons enfin que la quote-part de CAPN se fait plutôt à présent sur le partage de la puissance disponible à un instant T, laquelle est arbitrairement fixée à 1,8 GW pour l’ensemble des CAPN. Mais cela ne change rien à la pénurie de contrats peu chers.
… plus qu’écologique
Le communiqué commun publié par les deux cosignataires fait la part belle à une énergie « bas carbone », entretenant la confusion entre les 40 MW de puissance que Data4 consommera sur le réseau électrique national à un instant T et les 40 MW issus de centrales nucléaires qu’EDF injectera en même temps dans ce réseau.
Si l’électricité nucléaire peut effectivement être considérée comme peu émettrice de gaz à effet de serre, le courant qui circule sur le réseau national mélange la production de différents types de centrales. Parmi celles-ci, outre le nucléaire, on trouve des éoliennes, des panneaux solaires, mais aussi des centrales thermiques au charbon, au fioul ou au gaz qui, elles, ne sont absolument pas « bas carbone ».
Dans les faits, tout le monde profite en France d’une électricité moins carbonée qu’ailleurs en Europe ou aux USA, grâce au mix énergétique local. Le charbon, le fioul et le gaz ne sont utilisés qu’exceptionnellement sur le territoire (5 % de la production), pour faire correspondre en temps réel la production avec la consommation. Ils compensent le caractère aléatoire de l’éolien, de l’hydraulique et du solaire, mais aussi la lenteur à réajuster l’énergie nucléaire.
Le mix énergétique de la production d’électricité en France peut être suivi au quotidien depuis des consoles comme éCO2mix de RTE.
Des coûts supplémentaires pour faire baisser le bilan carbone
Cependant, le fait d’acheter ces 40 MW via un CAPN octroie à Data4 la possibilité d’acheter, en plus, des bons GO (Garantie d’Origine). Ces bons stipulent que la consommation aura suscité une production équivalente d’énergie décarbonée par EDF. Ils permettent à un client de réduire son bilan carbone dans sa comptabilité. Selon la centrale qui les délivre, les bons GO peuvent coûter entre 2 à 10 €/MWh.
Afficher un bilan carbone faible est critique pour le secteur des datacenters. Ils sont régulièrement pointés du doigt pour leurs dépenses en énergie carbonée aux USA, où ils sont censés pousser comme des champignons, alors que l’énergie fossile y représente 80 % de la production d’électricité. De manière plus globale, les data centers font aussi une grande consommation d’eau, qu’ils recrachent dans la nature avec une température plus élevée de 10 à 20 °C.
Pour obtenir des bons GO, les datacenters peuvent également souscrire à des contrats PPA (Power Purchase Agreement), alias Cader en français (Contrat d’achat direct d’énergies renouvelables), l’équivalent des CAPN pour les éoliennes et les panneaux solaires. L’électricité est toujours la même, celle du réseau national, et les tarifs que les clients s’engagent à payer pendant plusieurs années varient aussi selon la demande, aux environs de 65 à 85 €/MWh, selon le cabinet Energies Dev Consulting.
https://www.lemagit.fr/actualites/366630168/Datacenters-Data4-obtient-lun-des-nouveaux-contrats-CAPN-dEDF
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Pour l'IA, la puissance de calcul consommée, donc l'énergie, c'est 2/3 l'apprentissage sur des data, qui ne dépendent absolument pas des pointes d'activité humaine, et 1/3 les réponses aux utilisateurs, qui en dépendent. Mais comme les utilisateurs sont répartis dans l'ensemble du monde, cela lisse pas mal aussi sur 24h. Par exemple, quand tu interroges ChatGPT en France, tu fais tourner des datacenters aux Etats-Unis, à une pointe décalée de 8h. Grok pareil. Deep Seek, c'est 10h avant.
Les opérateurs de datacenters ne s'y trompent pas, on apprenait hier que Data 4 avait signé un contrat avec EDF pour utiliser son électricité nucléaire (CAPN : Contrat d'Allocation de Capacité Nucléaire), qui n'est pas intermittente. Les opérateurs d'IA qui ont annoncé vouloir venir en France l'envisagent pour son électricité nucléaire, décarbonée.
Aux Etats-Unis, les opérateurs d'IA envisagent de faire construire de nouvelles centrales nucléaires pour alimenter leurs data centers. Ce sera mieux que le Colossus 2 de Grok est ses 65 turbines à gaz achetées pour avoir une électricité disponible tout le temps..
https://www.lemagit.fr/actualites/366630168/Datacenters-Data4-obtient-lun-des-nouveaux-contrats-CAPN-dEDF
C'est sûr que pour certains services (pas tous et on parle de cloud souverain et d'IA européenne), la charge est répartie au niveau méridien dans le monde, mais pas uniformément, je doute que l'europe utilise des serveurs en Chine ou en Russie, et en Alaska, le nombre de clients ne doit pas être bien élevé.
Après, on ne va pas non plus trop faire confiance aux ricains, certains en europe ont des objectifs plus sérieux, une petite page de pub:
https://www.infomaniak.com/fr/ecologie
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Depuis 2 ou 3 semaines, on assiste à un phénomène qui est assez saisissant : une énorme pointe de prix spot le soir vers 20h, alors que la pointe du matin est presque effacée. Bien sur, pour la pointe du soir, on peut la relier au raccourcissement des jours et au fait qu'il fait nuit, ou presque, maintenant à 20h, et que donc le solaire ne produit plus (et qu'il n'y a pas assez de capacité de stockage pour contribuer à cette heure là). Mais le matin aussi, le soleil se lève plus tard...
Pour aujourd'hui, il est donc prévu des pointes énormes en Allemagne, Autriche et le Bénelux : 450 €/kWh en Allemagne/Autriche, 250 € dans le Benelux... On va voir si la tendance s'accentue avec l'automne qui s'avance. Par contre hier, on avait encore des prix fortement négatifs en milieu de journée.
Je me demande qu'est-ce qui peut expliquer de telles pointes dans ces pays le soir...
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Je dirai que le soleil se lève plus tôt chez eux donc crête du matin écretee par le début de production du solaire?
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Pour les Pays-bas et la Belgique, sur le même fuseau horaire que nous, cela ne doit pas être le cas...
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Ben la seule explication c'est qu'il y a une serie populaire qui commence a 19h et qui dure quelques minutes et que tout le monde se precipite dessus.
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Depuis 2 ou 3 semaines, on assiste à un phénomène qui est assez saisissant : une énorme pointe de prix spot le soir vers 20h, alors que la pointe du matin est presque effacée.
Il faut garder en tête que la prod PV en toiture n'est pas comptabilisée comme de la production mais est vue du réseau de distribution comme une *diminution* de la consommation, ce qui explique la disparition des pointes à 7-8h du matin en été.
Entre la Bretagne et l'Alsace, la cloche solaire est décalée de quasiment 1h, et dans le Morbihan, le soleil frappe les panneaux à partir de 8h30-9h. Le solaire doit donc commencer à produire vers 7h-7h30 en Belgique/Pays-Bas. À l'est de l'Allemagne, le soleil se lève donc encore plus tôt vu que l'on est, comme tu le dis, sur le même fuseau horaire.
Ensuite, hier matin, la prod éolienne chez nous était d'un peu plus de 9GW, contre moitié moins en soirée et un profil de puissance descendant. L'Allemagne et les Pays Bas ont plus de puissance installée éolienne que nous, donc la prod le matin devait être bien supérieure à celle du soir.
Enfin, hier matin, c'était dimanche matin... les pointes du matin en weekend sont toujours de moindre ampleur que celles du soir. Je suppose que les gens démarrent leur journée un peu plus tard ?
Le soir, vers 18h30, les gens rentrent chez eux, font à manger et s'ils reviennent de weekend, certains rechargent leur véhicule électrique pour qu'il soit prêt le lendemain? (je suppose pour ce dernier point... je n'ai pas vérifié)
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Ben la seule explication c'est qu'il y a une serie populaire qui commence a 19h et qui dure quelques minutes et que tout le monde se precipite dessus.
Je suppose que tu disais ca pour rire, mais une télé ne consomme pas énormément de nos jours. 100-250W max pour les plus grandes, il me semble.
C'est plus que compensé par l'économie d'énergie réalisée par le passage aux luminaires à LED qui ont une conso entre 7 et 10x inférieure aux incandescentes.
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ah non c'est pas la tv alors
alors la seule explication, aucune autre, c'est que tout le monde lance la cuisson d'un gigot a 19h, et l'interrompt juste apres, genre 20min par jour !
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Enfin, hier matin, c'était dimanche matin...
Là, c'est bien les courbes de ce lundi...
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My bad, je ne sais pas pourquoi je pensais que tu parlais de dimanche.
En regardant ce matin, on voit que les prix montent un peu tout de même vers 7h. C'est juste que les prix à la pointe du soir sont énormes...
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Il faut garder en tête que la prod PV en toiture n'est pas comptabilisée comme de la production mais est vue du réseau de distribution comme une *diminution* de la consommation, ce qui explique la disparition des pointes à 7-8h du matin en été.
Entre la Bretagne et l'Alsace, la cloche solaire est décalée de quasiment 1h, et dans le Morbihan, le soleil frappe les panneaux à partir de 8h30-9h. Le solaire doit donc commencer à produire vers 7h-7h30 en Belgique/Pays-Bas. À l'est de l'Allemagne, le soleil se lève donc encore plus tôt vu que l'on est, comme tu le dis, sur le même fuseau horaire.
Ensuite, hier matin, la prod éolienne chez nous était d'un peu plus de 9GW, contre moitié moins en soirée et un profil de puissance descendant. L'Allemagne et les Pays Bas ont plus de puissance installée éolienne que nous, donc la prod le matin devait être bien supérieure à celle du soir.
Enfin, hier matin, c'était dimanche matin... les pointes du matin en weekend sont toujours de moindre ampleur que celles du soir. Je suppose que les gens démarrent leur journée un peu plus tard ?
Le soir, vers 18h30, les gens rentrent chez eux, font à manger et s'ils reviennent de weekend, certains rechargent leur véhicule électrique pour qu'il soit prêt le lendemain? (je suppose pour ce dernier point... je n'ai pas vérifié)
Une recharge "à la maison" dure plus d'une heure, je dirais la nuit entière.
RTE compte toute la production photovoltaique (sauf auto consommation probablement), il me semble, Enedis mesure l'injection même diffuse sur les Linky.
Les prix spot sont en principe négociés la veille, c'est pour ça qu'on connait les prix à 20h ce soir et visiblement la hausse de 20h ne concerne que l'allemagne et ses voisins pays bas et autriche, tandis que la France augmente beaucoup moins et reste au niveau de l'espagne, cependant, l'exportation vers l'allemagne se réduit à ce moment là alors qu'il y a de la capacité de production de notre côté, c'est en effet très étrange, est ce qu'il y aurait une hausse d'exportation vers l'europe de l'est pologne, tchéquie qui devraient approvisionner l'ukraine à la production ravagée ?
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ah non c'est pas la tv alors
alors la seule explication, aucune autre, c'est que tout le monde lance la cuisson d'un gigot a 19h, et l'interrompt juste apres, genre 20min par jour !
Meme, l’induction ça consomme bien moins de nos jours. Et énormément de monde cuit notamment au Gaz.
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énormément de monde cuit notamment au Gaz.
Surtout le gigot, il n'existe pas de fondoirs à bitume électriques de capacité adaptée, c'est forcément au gaz.
Pis pour obtenir les 180° pour commencer, faut allumer le truc quelques heures avant.
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comme vous savez, La recherche Google inclut maintenant des réponses de l'AI Gemini. Et elle a des réponses intéressantes. voici ce qu'elle dit des pix très élevés en Allemagne :
Yes, electricity spot prices in Germany were significantly high around 8 p.m. today, September 8, 2025, reaching over €400 per megawatt-hour, driven by a sharp drop in wind power generation. This reduction in renewable energy output meant that expensive gas-fired power plants were required to meet demand, leading to the elevated prices
Je l'ai interrogée en anglais : "electricity spot prices very high at 8 pm in germany today".
Après, à ne pas prendre comme vérité établie, ce sera à confirmer...
P.S : en fait, l'iA cite ses sources, Bloomberg :
German Evening Power Prices Jump as Wind Output Is Set to Plunge
By Eamon Farhat - September 8, 2025 at 11:14 AM GMT+2
German electricity prices for early this evening jumped to their highest level since December as a slump in wind speeds means that more expensive gas-fired plants will be needed.
The hourly rate for power between 7 p.m. and 8 p.m. traded above €400 per megawatt-hour on the Epex Spot SE exchange. Output from wind, typically the nation’s biggest power source, will be as low as 2.2 gigawatts on Monday evening, according to a Bloomberg model.
Overall, renewable generation will meet only 8% of German demand during that early evening hour, according to industry consultant Ispex AG. The shortfall in renewable generation once again highlights the need for stable fossil-fuel plants to act as backup, at least until utility-scale batteries can make a meaningful contribution in the market.
The spike comes as a period of lower demand due to holidays is set to end. Earlier sunsets are also limiting the supply of solar power, which dominated the market during the spring and summer. In the next few weeks, demand will rise further with cooler temperatures creeping in and wind generation will take on a bigger role in setting the price of Europe’s short-term electricity contracts.
German power for all of Monday rose to its highest since June 30, settling at €123.56 per megawatt-hour in an auction on Epex. In France, the equivalent price was about half of that, €66.02, since the nation still has its fleet of 57 reactors that provide most of its electricity.
https://www.bloomberg.com/news/articles/2025-09-08/german-evening-power-prices-jump-as-wind-output-is-set-to-plunge
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comme vous savez, La recherche Google inclut maintenant des réponses de l'AI Gemini. Et elle a des réponses intéressantes. voici ce qu'elle dit des pix très élevés en Allemagne :
Yes, electricity spot prices in Germany were significantly high around 8 p.m. today, September 8, 2025, reaching over €400 per megawatt-hour, driven by a sharp drop in wind power generation. This reduction in renewable energy output meant that expensive gas-fired power plants were required to meet demand, leading to the elevated prices
Je l'ai interrogée en anglais : "electricity spot prices very high at 8 pm in germany today".
Après, à ne pas prendre comme vérité établie, ce sera à confirmer...
P.S : en fait, l'iA cite ses sources, Bloomberg :
https://www.bloomberg.com/news/articles/2025-09-08/german-evening-power-prices-jump-as-wind-output-is-set-to-plunge
Tu l'as dit toi même ça dure depuis plusieurs jours et il y avait du vent la semaine dernière, de plus, la France avait de quoi fournir au lieu de brûler du gaz pendant une heure, je ne crois pas du tout ce qu'avance bloomberg.
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c'est les gigots je vous dis !
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J'ai complété l'article de Bloomberg. Autres facteurs, fin des vacances et retour des gens au travail ou à l'école, et jours qui raccourcissent, qui font que le solaire produit moins.
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Samedi dernier, nous fumes en très grosse suproduction, mon opérateur m'a demandé de décaler mes consommations de 12h00 à 17h00 (et le dimanche, nous étions aussi très haut).
Ce début de semaine est marqué par un temps plus maussade, ce qui devrait être moins le cas aujourd'hui.
Deux articles intéressants :
Un expliquant comment l'Allemagne compterait se débarraser des prix négatifs (à 400€ le Mw/h, tu m'étonnes qu'ils on trouvé :P Mais en soi, la solution qu'ils préconisent ne va pas aller sans problème) : https://www.revolution-energetique.com/actus/limiter-les-prix-negatifs-malgre-la-hausse-du-solaire-et-de-leolien-lallemagne-aurait-trouve-une-solution/
L'autre article indique la date du changement des périodes d'heures creuses (le 1er novembre 2025) : https://www.revolution-energetique.com/actus/nouvelles-heures-creuses-solaires-on-connait-la-date-exacte-de-lancement/
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Pour aujourd'hui, les pointes du matin et du soir se sont ré-équilibrées, mais restent à un niveau très élevés. Mais à 15h, on est à moins de 10€ en France, Espagne et Portugal.
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Un expliquant comment l'Allemagne compterait se débarraser des prix négatifs (à 400€ le Mw/h, tu m'étonnes qu'ils on trouvé :P Mais en soi, la solution qu'ils préconisent ne va pas aller sans problème) : https://www.revolution-energetique.com/actus/limiter-les-prix-negatifs-malgre-la-hausse-du-solaire-et-de-leolien-lallemagne-aurait-trouve-une-solution/
Effectivement, c'est assez radical s'il ne payent plus les producteurs de solaire lors des heures négatives. Nous on leur demande éventuellement (on commence par les centrales nucléaires), de ne plus produire, mais on les paye quand même :
L’Allemagne semble avoir trouvé la parade
Outre-Rhin, on a peut-être trouvé la solution à cette situation. Déjà, en 2024, une loi sur les énergies renouvelables prévoyait la suspension de rémunération pour les installations de plus de 400 kWc à partir de trois heures de prix négatifs sans interruption. Néanmoins, cette loi n’est pas suffisante, car plus de 50 % des installations solaires affichent une puissance inférieure à 100 kWc, et sont soumises à une obligation d’achat. Elles injectent ainsi de l’électricité de manière incontrôlée sur le réseau.
Pour pallier cette situation, une nouvelle loi est appliquée depuis le début de l’année : la Solarspitzengesetz, ou « loi sur les pics de production solaire ». Cette loi indique que les installations de moins de 100 kWc ne recevront pas de rémunération quand les prix sont négatifs. Seules les installations de moins de 2 kWc, ce qui correspond aux installations pour particuliers, ne sont pas concernées pour le moment. Il semblerait d’ailleurs que cette modification porte ses fruits, puisque l’Allemagne a enregistré 141 heures à prix négatifs en juin, mais seulement 12 en juillet.
Seul défaut de cette solution : elle met à mal les revenus des systèmes de stockage d’énergie par batterie, dont le modèle économique repose principalement sur l’achat d’électricité lors des périodes de surproduction pour la revendre lorsque la situation est stabilisée. L’enjeu de cette mesure consiste à trouver l’équilibre entre la réduction immédiate des prix négatifs et le développement d’une filière de stockage.
Il faut noter quand même que le mois de Juillet a été moins ensoleillé que celui de Juin.
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Les prix négatifs continuent en Septembre. Hier, c'est l'éolien qui a du s'effacer.
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Des prévisions de prix de gros très étonnantes chez RTE pour aujourd'hui, où l'on peut parler de montagnes russes, avec de fortes variations toutes les heures. Un bug dans le calcul ?
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Un bug dans le calcul ?
Peut-être pas, les prévisions météo d'aujourd'hui sont très particulières, pour l'instant il fait normalement frais, la journée va rester fraiche puis les températures vont curieusement augmenter en soirée et dans la nuit. 14° à 18h, 17° à minuit et 18° à partir de 2h. Pour centre Essonne.
Après il est prévu de la pluie en fin de journée, alors vent ou je ne sais quoi, c'est pas du tout comme d'habitude.
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Bonjour,
Depuis le 30 septembre (pour les prix du 1er Octobre), les tarifs "un jour avant" son passé du pas 1h au pas 15min. C'est ce qui explique ce "bruit" qui n'était pas présent avant. cf. article en anglais sur la bourse d'électricité https://www.epexspot.com/en/15-minute-products-market-coupling
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Bonjour Olivier,
Merci bien pour l'information et l'article. Je trouve les variations toutes les 15 mn quand même très importantes. Cela rend le graphique beaucoup moins lisible. Dommage...
Je note :
A 15-minute time resolution is expected to facilitate better integration of renewables, as their production varies within an hour, and to improve grid stability. It also facilitates better forecasting of consumption behaviors.
Il faudrait donc avoir des prévisions météo au 1/4 d'heure ?
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Bonjour Olivier,
Merci bien pour l'information et l'article. Je trouve les variations toutes les 15 mn quand même très importantes. Cela rend le graphique beaucoup moins lisible. Dommage...
Je note :
A 15-minute time resolution is expected to facilitate better integration of renewables, as their production varies within an hour, and to improve grid stability. It also facilitates better forecasting of consumption behaviors.
Il faudrait donc avoir des prévisions météo au 1/4 d'heure ?
Prévisions météo au 1/4 heure, ça n'a un sens que sur un point précis, quand on organise un évènement à l'extérieur par exemple, mais ça n'a pas de sens à l'échelle du pays, qui est l'intégration de milliers de prévisions locales.
Après, on n'est quand même pas à 1 GW près pour fixer des prix, surtout que la plupart sont négociés à l'année et un jour à l'avance pour le spot, il n'y a qu'une toute petite partie qui est négociée jusqu'à 1/2 heure avant la production.
En affichant la courbe sur plusieurs jours, c'est plus buvable.
https://www.kelwatt.fr/prix/electricite-spot-cours-marche-gros (https://www.kelwatt.fr/prix/electricite-spot-cours-marche-gros)
la courbe représente donc la négociation day-ahead puisqu'on l'a le matin pour la journée entière.
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Prévisions météo au 1/4 heure, ça n'a un sens que sur un point précis, quand on organise un évènement à l'extérieur par exemple, mais ça n'a pas de sens à l'échelle du pays, qui est l'intégration de milliers de prévisions locales.
Et pourtant, on voit bien des variations importantes de quart d'heure en quart d'heure, et l'information du site epexspot dit bien que c'est pour faciliter l'intégration des énergies renouvelables (et intermittentes donc) "as their production varies within an hour". Comme les prévisions de production doivent être données 24h à l'avance, cela veut dire que les producteurs d'énergie renouvelable ont anticipé des variations de leur production à l'échelle du quart d'heure. Et comme on sait que cette production est très sensible aux conditions météorologiques, soleil et vent, cela veut dire qu'ils anticipé aussi les variations de soleil et vent à l'échelle du quart d'heure. c'est bien sûr ensuite l'intégration des différentes prévisions de production, au niveau national et européens, qui permet de calculer ces prix un jour à l'avance.
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Un particularité aujourd'hui, les prix sont négatifs la nuit, surtout dans les pays du nord ! Du fait de la tempête Amy, qui permet de produire beaucoup d'éolien, voir l'exemple de l’Allemagne, cette nuit à 5h. Pour une fois, les prix sont négatifs en Angleterre, c'est rare. Peut-être grâce aux éoliennes décriées par Trump en mer du Nord ?
Bon, ce n'est pas le cas en Espagne, Portugal, et Autriche, qui est un cas particulier. Je me demande pourquoi.
On note que le graphique des prix spot est quand même plus lisible qu'hier.
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Dommage qu'elle passe par là un samedi cette satanée dépression Amy, du coup vu qu'il y a moins de consommation, on a été obligé d'écrêter les renouvelables de partout, elle aurait été mieux inspirée de passer hier, donc mieux utilisée.
du coup, avant l'écrétage des ENR on était à moins de 50% de nucléaire, ça ne doit pas arriver souvent, et vers 13h on importait à très bas prix.
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Ce qui démontre encore l'intermittence des énergies renouvelables. Elles peuvent produire à plein si les conditions météo sont favorables, mais partout, entrainant des prix négatifs (et cette fois-ci la nuit), ce qui pénalise tout le monde, mais plus du coup quand les conditions sont défavorables, et là il fut compter sur des énergies plus pilotables, comme le nucléaire, ou le gaz, mais qui perdent de l'argent quand les EnR produisent à plein.
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L'intermittence des énergies solaires et éoliennes n'a pas besoin d'être démontrée : C'est une évidence.
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C'est peut-être une évidence, mais occultée par de nombreux mouvement écologiques, qui réclament du 100% d'EnR. D'autres, un peu plus réalistes, comme Jancovici et le Shift Project, ont bien compris qu'il fallait des énergies pilotables, eux mettent en avant le nucléaire.
Cette utopie du 100% énergies renouvelables, et aussi anti-nucléraire, est une aubaine pour les industriels et producteurs de gaz, car elle conduit à construire des centrales à gaz.
Pour lequel une bonne partie de l'Europe est dépendante de la Russie (ou du Moyen Orient). Même la France continue à acheter du GNL à la Russie, comme l'a dénoncé récemment Trump à la tribune des Nations Unies. Bien sûr, c'est pour que l'Europe achète son GNL à lui. L'Europe a promis, pour limiter la hausse des tarifs douaniers américains, d'acheter pour 600 milliards de de dollars de produits pétroliers et gaziers aux Etats-Unis, d'ici 2030 je crois.
On voit ce que cela donne en Allemagne par exemple, qui compte sur le charbon et le gaz pour disposer d'une énergie pilotable, quand les EnR ne produisent pas (conduisant d'ailleurs à des pris de l'électricité très élevés, plus que nous). Et comme l'Allemagne a promis d'arrêter le charbon, d'ici 2035 je crois, elle a lancé un programme pour construire 24 GW de centrales à gaz, et 40 centrales en tout, d'ici 2030. Ce qui est d'ailleurs en contradiction avec les directives européennes de diminuer ce genre de centrales.
Cette idéologie nous coûte très cher en subventions aux EnR en France, 12.9 milliards d'euros recalculés par la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie), 2 milliards de plus que le chiffre qui avait déjà été revu à la hausse en 2024.
Cela conduit aussi à multiplier par trois les investissements dans la construction de centrales électriques : 100% de capacité solaire pour couvrir les besoins (quand il y a du soleil), 100% en éolien quand il y a du vent (le cas ce week-end, mais c'est loin d'être le cas tous les jours), et 100% en pilotable (gaz, nucléaire, charbon...), quand il n'y a ni soleil, ni vent, pour répondre à la demande et éviter un blackout comme en Espagne... Et chacun doit se partager les rentrées des abonnements des particuliers et entreprises, avec en plus des prix spots à l'exportation souvent négatifs comme on le voit, ce qui n'est pas trop un problème pour les EnR qui disposent d'un contrat de complément de rémunération, mais diminuent les ressources des opérateurs qui opèrent des moyens de production pilotables, comme le nucléaire pour EDF. Alors que notre parc a en moyenne 45 ans...
D'ailleurs, récemment, la CRE, pour éviter une hausse des prix de l'électricité, a recalculé un prix de l'électricité nucléaire 5€ moins cher qu'avant, à 61 € environ, contre 66 € auparavant, ce qui va diminuer les recettes d'EDF, après la fin de l'ARENH au 31 Décembre 2025, et donc ses capacités d'investissement. Car le nucléaire n'est pas subventionné, lui.
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C'est peut-être une évidence, mais occultée par de nombreux mouvement écologiques, qui réclament du 100% d'EnR. D'autres, un peu plus réalistes, comme Jancovici et le Shift Project, ont bien compris qu'il fallait des énergies pilotables, eux mettent en avant le nucléaire.
Jancovici à force de parler sur tout de manière convaincante sort aussi pas mal de bêtises, certes son combat c'est le pétrole, sur lequel il a avancé des prédictions erronées annonçant un pic de production (consommation plutôt) dans les années 2020 alors qu'il a eu lieu bien avant, il est aussi, comme beaucoup de français (mais nous sommes à peu près les seuls au monde) très pro nucléaire, mais si nous sommes facilement pronucléaires c'est parce que nous vivons sur la rente de ce qui a été construit dans les annnées 80, la rentabilité des nouveaux et futurs chantiers est beaucoup plus catastrophique pour EDF, le choix des renouvelables est donc bien plus raisonnable, surtout à court terme: Chantiers de quelques mois.
Ce que je reproche à Janco également, c'est de balayer d'un revers de la main le coût du démantèlement nucléaire et de ne pas ou peu l'intégrer dans le prix du MWh alors qu'il faudra le payer et qu'il est potentiellement ruineux, surtout que le savoir faire est faible.
On se contente de planifier les nouvelles piles à côté des anciennes, pour éviter un retour du sol à l'état naturel, mais forcément il y aura des limites et il faudra bien y passer, on considère donc aujourd'hui de glisser ça en plus dans le paquet de misère à léguer à nos petits enfants.
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Ce que je reproche à Janco également, c'est de balayer d'un revers de la main le coût du démantèlement nucléaire et de ne pas ou peu l'intégrer dans le prix du MWh alors qu'il faudra le payer et qu'il est potentiellement ruineux, surtout que le savoir faire est faible.
Ah oui, justement, c'est le tour de passe-passe fait par la CRE pour diminuer articiellement le coût du MWh nucléaire de 5 €. Parce que la durée de vie des centrales a été prolongée à 60 ans.
La CRE a également tenu compte de la prolongation de la durée de vie du parc nucléaire historique à 60 ans, conformément aux orientations fixées par le Président de la République lors de son discours de Belfort du 10 février 2022 et à la stratégie d’EDF.
Donc pas de démantèlement à provisionner... CQFD.
Voir les Echos :
Ce tour de passe-passe surprise de l'Etat pour contenir les prix 2026 de l'électricité d'EDF
La Commission de régulation de l'Energie fixe à 60,3 euros le MWh le coût de production de l'électricité nucléaire d'EDF à partir de 2026. Ce prix de référence n'a pas grimpé comme l'espérait EDF, à la veille de l'extinction du régime de prix bradés de l'Arenh.
Par Amélie Laurin - Publié le 30 sept. 2025 à 14:00Mis à jour le 1 oct. 2025 à 15:42
Un peu de répit pour les grands clients d'EDF. Alors qu'expire le 1er janvier prochain le régime de prix cassés de l'Arenh (Accès régulé à l'électricité nucléaire historique), le prix plancher auquel l'énergéticien public doit se référer pour tarifer son électricité d'origine nucléaire ne va pas flamber, dans le système « tout marché » qui prévaudra désormais.
Le prix de production des 57 réacteurs nucléaires français est fixé à 60,3 euros le MWh (en euros de 2026) pour la période 2026-2028, a annoncé ce mardi la Commission de régulation de l'énergie (CRE). Ce prix de revient reste donc, pour le moment, quasiment au même niveau que les 60,7 euros (en euros de 2022) calculés en 2023 par le régulateur.
Ecart avec les prévisions de la CRE et d'EDF
C'est une surprise, car Emmanuelle Wargon, la présidente de la CRE, avait anticipé au printemps un niveau de « 66 ou 67 euros » en tenant compte de l'inflation des dernières années, qui pèse sur les charges d'EDF (salaires, achats…). Mais cet effet est contrebalancé par un changement de méthodologie, acté dans un décret paru le 5 septembre, juste avant la censure du gouvernement Bayrou.
La CRE a notamment retiré de sa feuille de calcul des indicateurs relatifs notamment aux provisions pour le démantèlement futur des centrales. Cela allège la facture de « 5 euros le MWh » par rapport à l'estimation de 2023, a précisé Emmanuelle Wargon lors d'une conférence de presse mardi matin.
Du côté d'EDF, l'évaluation des coûts est tout autre. Le groupe public estime son « coût complet » du nucléaire à 79,6 euros le MWh pour 2026-2028, révèle le rapport de la CRE. Soit une différence de 19 euros avec l'estimation du régulateur ! Une fois « ajusté » par le régulateur pour tenir compte de la nouvelle méthodologie, ce coût tombe à 64,4 euros le MWh. La différence finale de 4 euros avec le coût défini par la CRE résulte d'un écart d'hypothèse de coût du capital entre EDF et la CRE.
L'arbitrage final n'est pas une bonne nouvelle pour EDF, qui a intérêt à maximiser son prix de vente pour rentrer dans ses frais et financer ses investissements futurs. La Cour des comptes a alerté la semaine dernière sur la fragilité du modèle financier d'EDF, en pointant l'inadéquation entre des flux de trésorerie insuffisants et un mur d'investissements potentiels de 460 milliards d'euros d'ici à 2040.
« La CRE ne se prononce pas sur le modèle économique d'EDF, répond Emmanuelle Wargon. Après, quand l'électricité est globalement bon marché pour les consommateurs c'est plutôt une bonne nouvelle pour l'économie »
...
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/ce-tour-de-passe-passe-surprise-de-letat-pour-contenir-les-prix-2026-dedf-2189208
https://www.cre.fr/actualites/toute-lactualite/la-commission-de-regulation-de-lenergie-publie-son-evaluation-des-couts-complets-de-production-de-lelectricite-au-moyen-des-centrales-electronucleaires-historiques-pour-la-periode-2026-2028.html
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Et voici une petite citation de ce fameux décret du 5 Septembre, juste avant la démission de François Bayrou, qui permet à la CRE d'écarter le coût du démantèlement des centrales nucléaires. Cela devait être extrêmement urgent de sortir e décret...
Décret n° 2025-910 du 5 septembre 2025 relatif aux principes méthodologiques régissant l'évaluation par la Commission de régulation de l'énergie des coûts complets de production de l'électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques
...
« Art. R. 336-7.-Au titre de chaque période d'évaluation mentionnée au R. 336-6, les coûts complets de production mentionnés à l'article L. 336-3 sont, pour chaque année, égaux à la somme des charges d'investissement prévisionnelles et des charges d'exploitation prévisionnelles.
« Seules les charges prévisionnelles supportées comptablement entre le 1 er janvier 2026 et l'arrêt définitif des centrales nucléaires historiques sont prises en compte dans l'évaluation des composantes mentionnées au précédent alinéa.
...
Donc les coûts après l'arrêt des centrales nucléaires n'ont pas à être pris en compte. Pratique...
https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000052200447
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On peut voir cette illustration sous différents angles. Elle illustre aussi l'abondance des énergies renouvelables, à un point que l'on avait du mal à imaginer il y a juste une décennie (même si leur potentiel de production a été calculé depuis longtemps).
Qu'elle soit pilotable, non pilotable, intermittente ou continue, on voit que la véritable problématique technique, c'est de pouvoir stocker de cette énergie abondante. Ici aussi rien de nouveau, puisque ça avait été prévu depuis longtemps - mais ce n'est pas ça qui rend le problème plus facile à résoudre.
On sait que coté renouvelable, quasiment tout le potentiel hydroélectrique du pays est exploité depuis longtemps - en revanche je ne sais pas à quel point le potentiel de stockage énergétique des barrages est exploité à son maximum.
Le fameux "deal" de François Bayrou avec la commission européenne (que tu avais relevé il y a quelques semaines) changera-t-il les choses sur ce sujet ?
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Ah oui, justement, c'est le tour de passe-passe fait par la CRE pour diminuer articiellement le coût du MWh nucléaire de 5 €. Parce que la durée de vie des centrales a été prolongée à 60 ans.
La CRE a également tenu compte de la prolongation de la durée de vie du parc nucléaire historique à 60 ans, conformément aux orientations fixées par le Président de la République lors de son discours de Belfort du 10 février 2022 et à la stratégie d’EDF.
Donc pas de démantèlement à provisionner... CQFD.
D'autant plus que ces 5 € sont certainement sous estimés tout comme les prix de revient de Flamanville3 et Hinkley point.
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Mais d'un autre côté, le coût de démantèlement est un peu théorique, puisque l'on ne finit pas de le repousser. Certains parlent maintenant de 80 ans.
Ce qui l'est beaucoup moins, c'est le coûts des révisions décennales, de longs mois, et de la mise à niveau à l'occasion de ces arrêts, pour qu'elles puissent continuer à être exploitées.
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On sait que coté renouvelable, quasiment tout le potentiel hydroélectrique du pays est exploité depuis longtemps - en revanche je ne sais pas à quel point le potentiel de stockage énergétique des barrages est exploité à son maximum.
Le fameux "deal" de François Bayrou avec la commission européenne (que tu avais relevé il y a quelques semaines) changera-t-il les choses sur ce sujet ?
Effectivement, si EDF est assuré que ses investissements auront assez de temps pour être rentabilisés, il pourrait aménager de nouveaux barrages step sur ses sites. Mais je doute que cela fasse grande différence. nulle part dans le monde, la capacité de stockage ne dépasse 1% il me semble (même en Californie où il a été beaucoup développé).
D'autre part, les périodes de "Dunkelflaut", le terme allemand popularisé pour les périodes hivernales sans soleil ou vent, peuvent durer une semaine. Donc il faut pouvoir stocker l'énergie sur le durée. S'il fallait par exemple emmagasiner suffisamment d'énergie pour répondre à un consommation moyenne de 60 GW pendant 24h, il faut pouvoir emmagasiner 1440 GWh. C'est une capacité énorme. Et encore, pour la remplir, il faudrait avoir une surcapacité dans les jours précédents énorme pour remplir ce réservoir, ce qui est peu probable dans ce genre de circonstances.
Cela coûterait très cher, pour n'être utilisé que ponctuellement, donc a toutes les chances de ne pas être rentable, et de renchérir considérablement le coût des EnR
Bon, après, il a été imaginé des projets hors norme, comme celui du projet de barrage step dans la vallée d'Abondance en haute Savoie, c'est à dire de noyer toute la vallée d'Abondance, et de pomper dans le la Léman pour remonter l'eau. Mais je ne suis pas sûr que les habitants et les opérateurs de tourisme dans cette vallée alpine apprécieraient...
En effet, les 3.000 GWh stockés par la STEP de « Grande Abondance » permettraient de mieux intégrer les énergies renouvelables en France et même au-delà.
L’envergure du site serait telle qu’il pourrait stabiliser le réseau électrique européen tout entier. Il faudrait toutefois 3 à 4 STEP comme celle-ci pour obtenir un mix 100% renouvelable en France, précise l’étudiant.
https://www.revolution-energetique.com/actus/grande-abondance-le-projet-de-step-monumentale-dun-etudiant-ingenieur/
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Un autre point plus difficile à faire accepter est de ne n'avoir qu'un talon d'énergie électrique lorsqu'il n'y a pas de renouvelable.
Pause sur les usines et bois, pétrole, bouillotes pour les particuliers... ;-)
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Pour moi il faudrait qu'on accepte collectivement que les ENR ne soient pas exploitées à fond de leur capacité en permanence.
pour moi on devrait avoir dans les contrats une garantie sur 70 80 ou 90% (à définir) de la productions attendue par ans.
ça permettrait par exemple d'écréter l'été les panneaux solaires tout en ayant de la capacité pour l'hiver
idem pour les éoliennes
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Pour moi il faudrait qu'on accepte collectivement que les ENR ne soient pas exploitées à fond de leur capacité en permanence.
pour moi on devrait avoir dans les contrats une garantie sur 70 80 ou 90% (à définir) de la productions attendue par ans.
ça permettrait par exemple d'écréter l'été les panneaux solaires tout en ayant de la capacité pour l'hiver
idem pour les éoliennes
Parfait, ça veut dire qu'il en faut plus alors, mais à mi temps, la semaine de 30h, ça n'est pas une blague, c'est possible, je pense, comme quand on va avec 25 sélectionnés à une compétition de foot où l'on joue à 11.
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Pour moi il faudrait qu'on accepte collectivement que les ENR ne soient pas exploitées à fond de leur capacité en permanence.
pour moi on devrait avoir dans les contrats une garantie sur 70 80 ou 90% (à définir) de la productions attendue par ans.
ça permettrait par exemple d'écréter l'été les panneaux solaires tout en ayant de la capacité pour l'hiver
idem pour les éoliennes
Je l'ai deja dis (mon avis) : il faut les forcer a fournir un min et un max de courant, contractuellement. Avec des plages horaires eventuellement.
C'est au producteur de se demerder a stocker son energie plutot que d'essayer de nous faire bouffer son elec quand personne n'en veut. C'est au producteur de gerer l'intermittence, pas au consommateur.
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Je l'ai deja dis (mon avis) : il faut les forcer a fournir un min et un max de courant, contractuellement. Avec des plages horaires eventuellement.
C'est au producteur de se demerder a stocker son energie plutot que d'essayer de nous faire bouffer son elec quand personne n'en veut. C'est au producteur de gerer l'intermittence, pas au consommateur.
Tout dépend à quel prix on lui achète, si il investit dans des batteries, ce qui est effectivement une bonne chose, il vendra aussi le kwh 2 fois plus cher au moins.
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Tout dépend à quel prix on lui achète, si il investit dans des batteries, ce qui est effectivement une bonne chose, il vendra aussi le kwh 2 fois plus cher au moins.
Et c'est cela la vraie valeur de sa production.
Sans ca, alors les prix seront négatifs en milieu d'aprem quand il y a trop de production.
C'est comme si je suis un vendeur d'eau, mais que j'en vend seulement quand il pleut... Et qu'on est plein à faire le meme business.
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Et c'est cela la vraie valeur de sa production.
Sans ca, alors les prix seront négatifs en milieu d'aprem quand il y a trop de production.
C'est comme si je suis un vendeur d'eau, mais que j'en vend seulement quand il pleut... Et qu'on est plein à faire le meme business.
Encore,
l'eau c'est plus facile à stocker quand il pleut, mais en fait, pas trop quand même, sous l'orage, il vaut mieux lui faciliter le passage aval.
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Impressionnant : toute la journée, l'Espagne a des prix SPOT de l'ordre de 1 € /MW !
(https://lafibre.info/images/energie/202601_prix_spot_marches_electricite.webp)
On a battu ce matin (à 10h15) le record de consommation électrique et il pourrait être battu ce soir (en 2025 le record était au max à 87 028 MW, le 14 janvier à 8h425)
(https://lafibre.info/images/energie/202601_consommation_electricite_france.webp)
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Carte https://app.electricitymaps.com/
(https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_carte_europe.avif)
(https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_france.avif) (https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_espagne.avif) (https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_portugal.avif) (https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_grande-bretagne.avif) (https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_belgique.avif) (https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_pays-bas.avif) (https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_allemagne.avif) (https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_pologne.avif)
Nord de l'Italie :
(https://lafibre.info/images/energie/202601_electricitymaps_6janv2025_italie_nord.avif)
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On a battu ce matin (à 10h15) le record de consommation électrique
le pic du jour est à 90291 mégawatts (à 10h15)
le record absolu est à 102 GW le 08/02/12 à 19h00
les prix négatifs (ou très bas) permettent de maintenir la fréquence du réseau autour de 50Hz
c'est nécessaire pour absorber les surplus de production...
l'Espagne a probablement été en surproduction avec le solaire de 10h à 16h d'où le prix autour d'un euro le Mégawatt-heure sur cette tranche horaire
d'ailleurs la France a importée quasi toute la journée à 2821MW en permanence ce qui est la capacité maximale de la ligne
elle sera doublée en 2028 avec l'interconnexion via le golfe de Gascogne
PS : je me demande si le futur record sera à 19h, comme en 2012
avec le chômage et le télétravail, les changements d'habitudes (on ne mange plus forcément à cette heure là...) ; la voiture électrique...
possible aussi qu'il ne soit jamais battu. l'électricité coûtant de plus en plus cher. perso je ne chauffe plus du tout à la même température qu'en 2012
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les prix négatifs (ou très bas) permettent de maintenir la fréquence du réseau autour de 50Hz
c'est nécessaire pour absorber les surplus de production...
Bah non, justement c'est le contraire. Le blackout en Espagne le 28 Avril 2025 a été dû à des prix négatifs. A l'approche des prix négatifs, les centrales solaires (PV ou thermique), et éolienne, qui ont une faible inertie, et peuvent arrêter leur production rapidement, ont cessé de produire, et 2.2 GW de puissance électrique ont disparu en quelques secondes, ce qui a fait chuter la fréquence, et monter la tension au delà des limites. Et justement, il manquait ce jour là des centrales classiques ayant une forte inertie pour amortir la chute.
Le 1er Avril 2025, en France, on a failli connaitre un blackout du fait des prix négatifs, vers 13h aussi. 9 GW de puissance électrique ont disparu en quelque minutes, dues à l'arrêt de production de centrales solaires et éoliennes, qui n'ont pas prévenu de leur arrêt de production à l'approche de prix négatifs. Cela a fait vaciller le réseau, et on a été à deux doigts d'un blackout avant celui de l'Espagne.
On en a déjà parlé sur le sujet sur le blackout en Espagne, mais sinon, voir ce site :
https://www.revolution-energetique.com/actus/la-france-nest-pas-a-labri-dun-blackout-a-lespagnole-alerte-le-patron-du-reseau-de-transport-delectricite/
Au contraire, parce que l'Espagne a produit encore trop de solaire et d'éolien en plein hiver, ils ont peut-être frôlé un nouveau blackout à une période où les prix et la consommation devraient être plus élevés.
Pour les producteurs de solaire et éolien espagnol, mais aussi les autres, qui peuvent exporter leur production, ces prix nuls sont catastrophiques, car à une période où ils devraient gagner beaucoup d'argent, contrairement au printemps, ils ne gagnent rien.
Par contre, c'est une aubaine pour la France, qui importe de l'électricité espagnole à bas prix, pour la revendre à prix élevés à ses voisins italiens et du nord.
D'ailleurs, la France a battu un record d'exportation en 2025.
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2012, c'est de l'histoire ancienne. Il faudrait se comparer avec des record plus récents.
Par exemple, depuis 2012, l'éclairage public a depuis été changé par des LED, beaucoup de logements chauffés avec des convecteurs électriques sont passés à la pompe à chaleur (mais aussi des logements chauffés au gaz).
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Pour le record d'exportation d'électricité en 2025, 92.3 TWh, voir par exemple cet article de La Tribune (reprenant l'AFP). Le montant n'a pas été précisé, mais l'année précédente, avec moins de volume, il était de 5 milliards d'euros.
Exportation d'électricité : la France bat de nouveau son record
latribune.fr
La France a pour la deuxième année consécutive battu son record d'exportation d'électricité l'an dernier. Elle enregistre un solde exportateur net de 92,3 térawattheure (TWh) en 2025, a annoncé vendredi le gestionnaire du réseau à haute tension RTE.
« Le précédent record de 2002 (76 TWh) n'a été dépassé qu'en 2024 », avec 89 TWh d'exportations, souligne Thomas Veyrenc, le directeur général économie, stratégie et finances de RTE sur LinkedIn. « On parle ici de volumes considérables : 92 TWh, c'est plus que la consommation annuelle d'un pays comme la Belgique », relève-t-il.
Selon des données provisoires transmises par RTE à l'AFP, la consommation d'électricité en France est restée stable en 2025, corrigée des aléas météorologiques et calendaires, à 449 TWh, toujours en deçà de son niveau des années 2010.
« Elle demeure inférieure, pour la troisième année consécutive, d’environ 6 % à ses niveaux de la période 2014-2019 : la consommation d’électricité du pays n'est donc pas alignée sur ses objectifs de décarbonation et de réindustrialisation », souligne RTE
Une production qui n’a pas été bradée
La production d'électricité a elle légèrement progressé, de 1 % à 544 TWh, « son niveau moyen antérieur aux crises sanitaire et énergétique ». « Comme en 2024, (elle) a été produite à 95 % à partir de filières bas-carbone », c'est-à-dire nucléaire et renouvelables, indique le gestionnaire.
Les exportations se sont faites vers l'Italie, avec un solde de +22,6 TWh, l’Allemagne et la Belgique (+23,1 TWh), le Royaume-Uni (+22,6 TWh) et la Suisse (+20,1 TWh). Les échanges avec l'Espagne, dont la production électrique est majoritairement issue des énergies renouvelables, sont proches de l'équilibre (+0,2 TWh).
Selon Thomas Veyrenc, ces exportations « contribuent positivement à la balance commerciale de la France » et « génèrent plus de revenus que l’an passé ». Il ne donne pas de chiffre, mais l'an dernier, elles avaient atteint 5 milliards d'euros. « La production française n'a donc définitivement pas été 'bradée' en 2025 », souligne-t-il en plaidant une nouvelle fois pour « un plan d'électrification à la hauteur de nos ambitions de souveraineté ».
(Avec AFP)
https://www.latribune.fr/article/entreprises-finance/energie-environnement/17123131157684/exportation-delectricite-la-france-bat-son-record
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oui Vivien mais dans le même temps on a de plus en plus de "matériels électroniques", le gaz et le fuel sont en baisse, la voiture électrique...
et les trottinettes :D
je ne roule plus qu'avec ça !
l'éclairage public c'est loin d'etre partout
ici c'est encore de bonnes vieilles HPS et c'est allumé toute la nuit dans le centre
si on regarde les projections RTE pour le futur, le scénario prédominant c'est une stagnation (voir une légère baisse) car ce qu'on ne consomme plus ici on le consomme ailleurs...
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oui Vivien mais dans le même temps on a de plus en plus de "matériels électroniques", le gaz et le fuel sont en baisse, la voiture électrique...
et les trottinettes :D
je ne roule plus qu'avec ça !
l'éclairage public c'est loin d'etre partout
ici c'est encore de bonnes vieilles HPS et c'est allumé toute la nuit dans le centre
si on regarde les projections RTE pour le futur, le scénario prédominant c'est une stagnation (voir une légère baisse) car ce qu'on ne consomme plus ici on le consomme ailleurs...
Et pourtant, la consommation d'électricité en France est inférieure de 6% à la moyenne 2014-2019, voir article plus haut. Les nouveaux usages sont loin de compenser les économies par ailleurs, ampoules LED, mais aussi isolation des bâtiments qui baissent leur consommation d'énergie.
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et surtout la hausse du kilowatt...
je chauffe à 13°C (température de confort recommandée par les médecins au 19è siècle ;D)
j'étais à 18 en 2012
et si je roule en trottinette ce n'est pas par plaisir mais parce que la voiture est (re)devenue un luxe
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2012, c'est de l'histoire ancienne. Il faudrait se comparer avec des record plus récents.
Par exemple, depuis 2012, l'éclairage public a depuis été changé par des LED, beaucoup de logements chauffés avec des convecteurs électriques sont passés à la pompe à chaleur (mais aussi des logements chauffés au gaz).
Les pompes à chaleur air air qui remplacerait généralement les convecteurs électriques, c’est marginal. Surtout comparé aux pompes a chaleur air eau qui sont plebescitée.
Mais c’est souvent en remplacement… d’une chaudière gaz.
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...ou à fuel.
remplacer des convecteurs par une PAC n'est pas carboniquement pertinent (en France)
le gaz a encore de beaux jours devant lui. ici c'est que de ça
en 2020, Lactalis avait aussi, encore, des chaudières... au charbon (je n'y vis plus depuis je ne sais pas)
comparaison des courbes de charge en consommations instantanées françaises pour le 08/02/12 (record) et hier
[profils très proches !]
[[on note que la prévision à j-1 est meilleure aujourd'hui (trait blanc)]]
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On a battu ce matin (à 10h15) le record de consommation électrique et il pourrait être battu ce soir (en 2025 le record était au max à 87 028 MW, le 14 janvier à 8h425)
(https://lafibre.info/images/energie/202601_consommation_electricite_france.webp)
Note : C'est la plus forte consommation depuis 2018.
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C'est bien beau toutes ces combines qui ne riment à rien, je veux parler de l'escrologie ambiante, et là ce soir on en est où?
Question éolien normalement ça devrait battre des records, non?
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Y'a eu un pic à 22h à 18484MW mais ce n'est pas le record à priori car on a dépassé les 19000MW en janvier 2025. Après c'est un peu normal, vu qu'elles ont une vitesse max, si y'a trop de vent, ça débraye pour pas partir en fumée...
Pour maximiser, il vaut mieux un vent plus faible qui souffle sur tout le territoire et qui fait donc tourner plus d'éoliennes.
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La conso va se calmer : Je suis passé de -11°C à +7°C en 2 jours.
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Question éolien normalement ça devrait battre des records
pas forcément, il y'a une vitesse max, après elles se mettent en drapeau pour ne pas tout casser...
et j'en ai déjà vu une brûler à coté ce chez moi (22) :D
C'est la plus forte consommation depuis 2018
ok donc oui on peut parler de record, car effectivement depuis 2012, les choses ont changées
après pas trop étonnant. températures les plus froides en 15 ans à cette période...
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Nous sommes le 6 MARS 2026, et il reste 13 jours "Rouge" de l'offre TEMPO de EDF.
Inédit.
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Hello, oui j'ai vu passer une info (venant de selectra), qui indique qu'il est possible que les jours rouges soient purement et simplement annulés, il y déjà eu des précédents paraît-il (pendant le Covid)
Source : https://selectra.info/energie/actualites/marche/annulation-13-jours-rouges-tempo-theorie (https://selectra.info/energie/actualites/marche/annulation-13-jours-rouges-tempo-theorie)
Néanmoins il reste encore 17 jours de semaine avant le 31/03...
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Cela ne m'étonnerait pas du tout, vu le contexte (élections municipales, augmentation des prix de l'essence et du gaz), que ces jours restants soient affectivement supprimés. D'ailleurs, ce n'est pas une obligation, comme le dit le site Selectra, ce n'est pas EDF qui décide, mais RTE :
Le rôle méconnu du signal Tempo : équilibrer et non rentabiliser
Pour saisir la pertinence de ce scénario inattendu partagé sur le groupe Facebook Tempo EDF, il est indispensable de déconstruire un mythe solidement ancré dans l'esprit des consommateurs.
La décision de déclencher un jour rouge n'appartient absolument pas au fournisseur historique EDF, et son but n'est pas de gonfler artificiellement les factures ou de maximiser les profits commerciaux. Ce pouvoir exclusif est entre les mains de RTE (Réseau de Transport d'Électricité), l'entité publique garante de la stabilité du système électrique national.
La mission de RTE est d'une complexité absolue : faire correspondre, à la seconde près, la production d'électricité avec la consommation des foyers et des industries françaises. Les jours rouges servent alors à réduire drastiquement la demande lors des vagues de froid, lorsque le réseau frôle la saturation et menace de s'effondrer sous le poids des radiateurs allumés.
Pourquoi la surabondance d'électricité rend Tempo inutile
Or, la réalité physique du réseau français en ce début de mois de mars 2026 est aux antipodes d'un risque de pénurie. Sous l'effet combiné d'un parc nucléaire opérationnel et d'une production solaire généreuse, le réseau se retrouve littéralement saturé d'électricité, particulièrement en milieu de journée.
Cette abondance crée des situations de marché totalement folles, avec des prix "spot" (le tarif de gros à court terme) qui s'effondrent régulièrement jusqu'à atteindre zéro euro le mégawattheure l'après-midi, frôlant même parfois les valeurs négatives.
Vu le temps et les températures qu'il fait actuellement, pas de risque de se retrouver en manque d'électricité. A la fin du mois, on a plus de risques de connaitre un scénario comme en 2025, où le réseau avait failli s'effondrer, comme en Espagne, car à l'approche des prix négatifs, 9 GW de solaire et d'éolien s'étaient déconnectés sans prévenir. RTE a plutôt intérêt à ce qu'il y ait plus de consommation...
P.S : je complète ma citation, la fin est très claire :
- L'absurdité technique d'un jour rouge : Déclencher une journée d'effacement aujourd'hui reviendrait à ordonner aux abonnés de couper leur chauffage et leurs appareils ménagers, alors même qu'il y a déjà trop d'électricité en circulation.
- Le risque pour le réseau : Faire chuter artificiellement la consommation dans un moment de surproduction aggraverait le déséquilibre actuel, obligeant les producteurs à stopper des centrales en urgence, une manœuvre coûteuse et dangereuse pour la stabilité du système.
La logique voudrait donc que RTE s'abstienne rigoureusement de placer la moindre journée rouge, à moins qu'une vague de froid tardive et brutale ne vienne soudainement relancer la demande nationale.
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j'avais ce tarif l'an dernier
je pensais pourtant que les CGV précisaient un nombre de jours bleus/blancs/rouges fixes
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Merci à alain_p d'avoir cité une partie de l'article, j'ai eu la flemme... ;D
j'avais ce tarif l'an dernier
je pensais pourtant que les CGV précisaient un nombre de jours bleus/blancs/rouges fixes
Les périodes sont fixes, mais à l'intérieur, les jours sont positionnés en fonction des conditions météorologiques et de l'état du réseau...
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oui mais je pensais que contractuellement il y avait un nombre de jour-types prédéfinis
donc si les rouges ne sont pas tous utilisés avant la fin de ''l'année Tempo'' alors il y aura plus de blancs ou de bleus que prévus au contrat.
à voir si RTE est obligé de ''donner tous les rouges'' à EDF ou pas (avant la fin de l'année Tempo)
c'est là que ça se joue
puisqu'aucun client ne va se plaindre d'avoir un manque de rouges
par contre c'est une perte sèche pour EDF
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Il y a un maximum de jours rouges définis contractuellement, pas de minimum.
à voir si RTE est obligé de ''donner tous les rouges'' à EDF ou pas (avant la fin de l'année Tempo)
c'est là que ça se joue
RTE ne "donne" pas de jours rouges à EDF.
Il estime la consommation et, par rapport aux capacités de production prévus et signaux des marchés, définit la couleur du lendemain pour ajuster la consommation à la capa de prod en face.
La couleur tempo n'est d'ailleurs qu'un signal parmis d'autres qu'il émet, signaux utilisés par certains fournisseurs, dont EDF, pour ajuster leurs signaux de prix.
Dans l'infrastructure ENEDIS, Tempo et EJP ont touours un traitement spécifique du fait de leur composante historique (émission de ces signaux par un signal 175Hz superposé au 50Hz, signal qui transporte également HP/HC historique), mais avec Linky, ca devient anecdotique et de nombreux postes sources n'émettent déjà plus le 175Hz.
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oui mais je pensais que contractuellement il y avait un nombre de jour-types prédéfinis
donc si les rouges ne sont pas tous utilisés avant la fin de ''l'année Tempo'' alors il y aura plus de blancs ou de bleus que prévus au contrat.
à voir si RTE est obligé de ''donner tous les rouges'' à EDF ou pas (avant la fin de l'année Tempo)
c'est là que ça se joue
puisqu'aucun client ne va se plaindre d'avoir un manque de rouges
par contre c'est une perte sèche pour EDF
les jours rouges c'est jusqu'au 31 mars. Il en reste 13 à poser sur 17 jours possibles, ça va être vite vu?
Ca ne sera pas une perte sèche pour EDF, le kw/h reste payant en jour bleu et on consomme naturellement plus en jours bleus sur ce type de contrat.
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Je ne serais pas étonné de voir le contrat éventuellement changer pour offrir la possibilité de jours rouges en été (clim a fond) à l'avenir...
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Peu probable: le pic de production solaire l'été couvrira largement les besoins en climatisation, surtout au rythme de +4-5GW de puissance installée par an.
Par contre, il est bien possible que les "jours rouges" se transforment en "heures rouges" : pointes du matin et du soir au tarif rouge, le reste de la journée blanche, voire bleue. Ou que Tempo soit entièrement remplacé par quelque chose de plus flexible, ce qui se met en place chez une majorité de fournisseurs non-EDF.
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Par contre, il est bien possible que les "jours rouges" se transforment en "heures rouges" : pointes du matin et du soir au tarif rouge, le reste de la journée blanche, voire bleue. Ou que Tempo soit entièrement remplacé par quelque chose de plus flexible, ce qui se met en place chez une majorité de fournisseurs non-EDF.
Bah … c’est déjà le cas en fait. Les heures creuses rouge (23-6h) sont un peu plus élevé mais ce n’est pas un sujet.
Les heures rouges comme tu dis, c’est déjà entre 6h du matin et 23h lors de ces fameux jours rouges. Ils n’auraient aucune raison de changer ça . Ça reviendrait à faire consommer plus lors des jours de tension.
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Ce n'est pas tout à fait ce que je voulais dire: je pense que les heures hors pointe vont rester au même tarif peu importe la "couleur" du jour et que ce sont les tarifs à la pointe qui vont varier.
Ce sont bien les pointes qui contraignent les moyens de production, et c'est elles qu'on a intérêt à lisser, notamment en les reportant sur les heures moins chargées.
J'irai même plus loin: il faut à terme que ces heures où le tarif est plus cher soient dynamiques, placées de façon adaptée en fonction de la prod solaire et éolienne. Et que tous les ballons d'eau chaude du pays ne s'activent pas bêtement entre 22h et 23h30, mais que les activations soient réparties dans le temps et ajustées dynamiquement.
C'est bien moins cher que du stockage (comprendre: virtuellement gratuit) et le rendement est meilleur.
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c'était prévu que cela soit vraiment dynamique avec des prix variant d'un jour à l'autre et d'une heure à l'autre
je crois même que c'est (ou c'était) une obligation européenne
un fournisseur s'y est essayé en France et a mis la clef sous la porte
certains pays ont un peu plus de succès...
Ca ne sera pas une perte sèche pour EDF, le kw/h reste payant en jour bleu et on consomme naturellement plus en jours bleus
mouais je me demande quand même si un contrat lie ou pas RTE et EDF sur le nombre de jours rouges
EDF "brade" son kilowatt pour les Tempo 343 jours par an mais en contrepartie facture extrêmement cher les jours rouges pleins
si ces jours sont supprimés ça fait un manque à gagner
les ballons d'eau chaude du pays ne s'activent pas bêtement entre 22h et 23h30
tu sais quand les ballons se déclenchent ça correspond au moment où les gens vont se coucher (une partie)
le "pic" est tout à fait gérable et bien moindre que les autres pics de la journée
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Il est gérable sans souci, mais il serait mieux placé à la pointe solaire.
Bien souvent, à ce moment là, le nucléaire fait une rampe descendante (pour la nuit) et si l'éolien et l'hydraulique ne produisent pas assez pour l'encaisser, on ajuste avec des centrales à gaz... ce qui est dommage.
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Il est gérable sans souci, mais il serait mieux placé à la pointe solaire.
Bien souvent, à ce moment là, le nucléaire fait une rampe descendante (pour la nuit)
Ce n'est absolument pas vrai en hiver, quand les gens se lèvent à 7h, ou rentrent du travail à 19h, qu'il fait nuit, et qu'il fait froid. On sait très bien que c'est à ces heures là que l'on a les pointes de consommations, pour le chauffage, et c'est indépendant du solaire qui produit le jour.
De manière générale, on sait que les jours (on va dire plutôt nuits), où il y a les plus fortes consommations, ce sont justement les jours de grand froid en hiver. Et le solaire n'est absolument pas adapté pour ces conditions. Et pour l'éolien, s'il y a du vent tant mieux (et encore pas trop fort, sinon les éoliennes se mettent en sécurité, comme pendant la tempête Ingrid fin Janvier), et s'il n'y a pas de vent, et bien tant pis pour le chauffage...
C'est d'ailleurs à ce moment là que l'on a failli avoir un nouveau blackout en Espagne, quand 3 GW ont disparu brutalement du réseau, le 28 Janvier, car les éoliennes se sont mises toutes en même temps en sécurité, et qu'elles ont du être remplacées par des centrales au gaz, réquisitionnées d'urgence.
https://www.transitionsenergies.com/28-janvier-espagne-evite-in-extremis-blackout/
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il semblerait que les jours rouges soient quand même soldés d'ici le 31 mars ;)
il reste 10 jours rouges, ce qui correspond au 10 derniers jours ouvrés du mois...
ya pas de raison d'être rouge en ce moment (fait beau, pas trop froid, soleil et un peu de vent), pourtant Vendredi/aujourd'hui et demain ça sera rouge.
je parie aussi sur les 2 prochains samedi blancs ;)
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Hello, oui c'était à prévoir...
Mais coller tous les jours rouges restants consécutivement, c'est pas glop, bonjour l'anticipation... >:(
Ceux en EJP c'est pire, ils ont collés un rouge un samedi, mes beaux-parents n'avaient jamais eu le cas en 43 ans de contrat !!
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Hello, oui c'était à prévoir...
yavait quand même un gros paquet de fric en jeux, fallait s'y attendre.
+1 avec le fait de tout coller à la suite, c'est pas pratique, mais ça fait parti du jeu !
d'un autre coté, quand tu regardes l'historique c'est très fréquent d'avoir une semaine (Lun-Ven) en rouge
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Hello, oui c'était à prévoir...
Mais coller tous les jours rouges restants consécutivement, c'est pas glop, bonjour l'anticipation... >:(
Ceux en EJP c'est pire, ils ont collés un rouge un samedi, mes beaux-parents n'avaient jamais eu le cas en 43 ans de contrat !!
L’intérêt de rester en EJP en 2026 ?
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L’intérêt de rester en EJP en 2026 ?
Bonne question vu l'électrisation des usages.
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L’intérêt de rester en EJP en 2026 ?
Vu les prix, c'est probablement pas pour économiser de l'argent en tout cas ! Surement un ptit côté maso...
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C'est pourtant moins cher que l'option base et entre les 2 en HP/HC. C'est pas déconnant que certains le gardent, même si avec tempo on peut économiser plus si on gère bien le truc, à condition d'avoir un substitut au chauffage elec ou être très bien isolé.
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L’intérêt de rester en EJP en 2026 ?
De quoi je me mêle ?? ;D
Non je plaisante, mais les beaux-parents sont âgés, ils ne feraient pas la transition eux-mêmes...
Ils sont en chauffage tout elec (maison des années 80), jusqu'à peu l'EJP était quand même rentable...
Pour les jours rouges, ils mettent le chauffage au mini et basculent sur chauffage d'appoint + cheminée..
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de mon coté j'ai quitter tempo juste avant l'augmentation de février.
tempo était intéressant mais la ils sont abusé : en gros sur le tarif réglementé tout le monde à baissé un petit peu sauf les utilisateurs qui faisaient le plus d’efforts lors des tensions sur le réseau et c'est pas une toute petite augmentation à la marge.
direction gaz de bordeaux et probablement nouveau changement avec l'offre groupée ecodigo qui est moins chère en heure creuse que tempo bleu et quasi même prix en heure pleine
je ne comprend pas qu'avec les soucis de prix négatif / énergie intermittentes ils n'aient pas utilisé l'offre tempo justement pour tenter d'amortir ça en créant un nouveau jour vert par exemple.
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À mon sens les offres Tempo/EJP sont des artefacts historiques et sont amenés à disparaître.
Elles ne sont pas assez dynamiques pour réellement profiter de la flexibilité du système électrique, tout comme les règles de la CRE (qui vont changer, mais qui imposent toujours à un fournisseur de prévenir la veille pour le lendemain tout changement de tarif).
Il y a un flou juridique sur le changement de tarif à la baisse de façon opportuniste (utiliser le dispositif de "pointe" mobile pour venir déroger à un tarif plus cher vers un tarif moins cher, et de ce fait, activer les ballons d'eau chaude et autres charges pilotables, pour absorber une forte production renouvelable par exemple). Il me *semble* que ce n'est pas autorisé par la réglementation (c.f. règle ci-dessus), mais vu que le client paye *moins* cher, ce serait toléré.
Ca va venir, mais c'est compliqué à mettre en place d'une part à cause du cadre réglementaire, d'autre part car le mécanisme de "pointe mobile", qui permet de déroger à un tarif et piloter des charges, est encore très mal connu (compris?) par les équipes techniques.
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Je ne comprends pas non plus la lente évolution des heures creuses. Enedis avait annoncé un changement pour proposer progressivement des heures creuses en journée, ce qui semble évident, au moins pour la période entre avril et octobre.
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pour moi tempo répond quand même pas mal au soucis non ?
un jour vert tu sais que tu paye quasi rien (juste le prix du transport) entre 13h30 et 16h30 par exemple et un peu plus cher entre 18h et 21h pour inciter à décaler sa conso et réduire le pic du soir
le seul truc un peu embêtant c'est qu'il faut définir le jour avant 11h normalement
mais une évolution la dessus pourrait être envisager par exemple.
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Enedis avait annoncé un changement pour proposer progressivement des heures creuses en journée
C'est en cours de déploiement, mais comme tout chez ENEDIS, c'est d'une lenteur exceptionnelle.
Pour complexifier le tout et si je comprends bien, il y a aujourd'hui deux facon de faire des heures creuses en France:
1. ENEDIS décide, commune par commune (parfois à la maille plus fine) du positionnement des heures creuses, et impose aux fournisseurs deux périodes "HP/HC" (ou quatre, un couple pour été, un autre pour hiver).
Le client dispose de 4 indexes et ENEDIS choisit sur lequel l'énergie consommée est ventilée.
C'est le fonctionnement "historique" si je puis dire, la CRE et le marché poussant pour donner plus de liberté aux fournisseurs.
2. le fournisseur décide entièrement de son calendrier et peut utiliser jusqu'à 10 indexes.
Ce calendrier est fixe et communiqué manuellement par ENEDIS (le calendrier l'est, pas l'affectation d'un client à un calendrier). Implémenter un nouveau calendrier prend entre 6 mois et un an (!).
Le fournisseur peut utiliser un mécanisme dit "de pointe mobile" pour déroger temporairement au tarif "de base" prévu par le calendrier, et modifier l'état des sorties de pilotage de charge (contact sec du Linky + 7 bits dédiés au pilotage de charge sur la TIC).
Les pointes mobiles sont transmises au SI d'ENEDIS et propagées en quelques heures donc permettent techniquement d'adapter les consommations à la production assez dynamiquement, en intra day, et peuvent même être réannoncées/retirées.
La méthode méthode est historique, la seconde se développe et est poussée par la CRE. ENEDIS traine un peu des pieds par inertie mais aussi parce qu'il préfererai garder la main sur les horaires HP/HC pour lisser la charge locale.
En plus de cela, ENEDIS facture le TURPE (tarif d'utilisation du réseau public d'électricité, un prix au kWh de l'utilisation du réseau) en fonction de *ses* heures pleines/heures creuses, et le distributeur n'a pas son mot à dire de ce côté là. Et cela a du sens: comme en télécom, le réseau va devoir être dimensionné pour absorber les pics, sauf que c'est pire: il n'y a pas de contrôle de congestion en électricité, donc soit ca tient, soit les protections s'ouvrent et les clients sont dans le noir.
ENEDIS augmente donc la contribution financière des usages au moment où le réseau est chargé, pour participer au financement du réseau et inciter à lisser la charge.
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le seul truc un peu embêtant c'est qu'il faut définir le jour avant 11h normalement
Pas uniquement : tu n'as toujours que deux plages horaires dans la journée (HP/HC), qui sont fixes contractuellement. Donc:
- tu annonces la couleur à 11h J-1 puis tu n'as plus de possibilité d'ajuster en cas d'aléas (prévisions de production qui s'avère erronée, que ce soit parce que par exemple la vitesse du vent a été mal estimée ou un déclenchement inopiné se produit sur un réacteur nucléaire/une ligne de transport),
- bien souvent, on voudrait pouvoir placer des consommations dans la cloche solaire. Cette cloche s'étale au fur et à mesure qu'on avance vers l'été et rétrécit lorsqu'on avance vers l'hiver.
- *tous* les clients TEMPO sont affectés de la même facon, donc on influence la conso à la grosse maille. Pour optimiser, il faudrait une maille plus fine en faisant des groupes, mais contractuellement, ce n'est pas possible.
- le pilotage de charge (ballon d'eau chaude, surtout) ne se fait que sur critère HP/HC, pas sur la couleur. Et les horaires restent fixes.
Ensuite vient le fait que TEMPO fixe contractuellement le nombre de jours. Je ne pensais pas qu'RTE émettrait des signaux rouge/PP1 pour aujourd'hui, par exemple, où il va y avoir un gros productible renouvelable, aucune tension sur le réseau et des prix SPOT très faibles voir négatif pendant la journée, mais il faut croire qu'ils le font...
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Je ne comprends pas non plus la lente évolution des heures creuses. Enedis avait annoncé un changement pour proposer progressivement des heures creuses en journée, ce qui semble évident, au moins pour la période entre avril et octobre.
J’en ai chez moi, ce n’est pas plus répandu que ça ?
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ça va mettre plusieurs années à se déployer
et certaines zones resteront en 8 heures creuses de nuit
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Je ne comprends pas non plus la lente évolution des heures creuses. Enedis avait annoncé un changement pour proposer progressivement des heures creuses en journée, ce qui semble évident, au moins pour la période entre avril et octobre.
Je pense que c'est surtout un non sujet pour Enedis, quand on regarde les données de RTE, malgré la programmation des chauffe eaux la nuit et le recharge des VE, la consommation reste toujours la plus basse la nuit par rapport au reste de la journée.
La raison est simple, la nuit on dort généralement et les entreprises sont fermées.
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il y'a beaucoup d'usines qui tournent la nuit
mais beaucoup moins d’entreprises en général, presque plus de trains (la SNCF est le premier consommateur industriel d’électricité en France)...
et moins d'activités domestiques
même si c'est moins marqué que par le passé
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quand on regarde les données de RTE, malgré la programmation des chauffe eaux la nuit et le recharge des VE, la consommation reste toujours la plus basse la nuit par rapport au reste de la journée.
C'est vrai, mais le pic de production solaire est lui aussi en journée, et la majorité des chauffe eau démarrés entre 22h et minuit auront fini de chauffer à 1-2h.
C'est moins un problème pour ENEDIS qui ne fait que gérer le réseau de distribution, mais ca l'est pour RTE et la CRE, qui doivent financer des mécanismes d'équilibrage (RTE) ou des mécanismes de compensation (CRE).
Pour ENEDIS, avoir de la conso en journée lors du pic solaire, c'est une possibilité d'absorber l'énergie produite localement et de s'éviter des soucis de régulation de tension lors du ré-export d'une poche.
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Pas uniquement : tu n'as toujours que deux plages horaires dans la journée (HP/HC), qui sont fixes contractuellement. Donc:
- tu annonces la couleur à 11h J-1 puis tu n'as plus de possibilité d'ajuster en cas d'aléas (prévisions de production qui s'avère erronée, que ce soit parce que par exemple la vitesse du vent a été mal estimée ou un déclenchement inopiné se produit sur un réacteur nucléaire/une ligne de transport),
- bien souvent, on voudrait pouvoir placer des consommations dans la cloche solaire. Cette cloche s'étale au fur et à mesure qu'on avance vers l'été et rétrécit lorsqu'on avance vers l'hiver.
- *tous* les clients TEMPO sont affectés de la même facon, donc on influence la conso à la grosse maille. Pour optimiser, il faudrait une maille plus fine en faisant des groupes, mais contractuellement, ce n'est pas possible.
- le pilotage de charge (ballon d'eau chaude, surtout) ne se fait que sur critère HP/HC, pas sur la couleur. Et les horaires restent fixes.
Ensuite vient le fait que TEMPO fixe contractuellement le nombre de jours. Je ne pensais pas qu'RTE émettrait des signaux rouge/PP1 pour aujourd'hui, par exemple, où il va y avoir un gros productible renouvelable, aucune tension sur le réseau et des prix SPOT très faibles voir négatif pendant la journée, mais il faut croire qu'ils le font...
on est d'accord qu'il y aurait des ajustements à faire sur l'offre tempo pour que ça marche
mais ces ajustements ne me semblent pas insurmontables pour la plupart:
il faut rendre les contrats plus souples il est effectivement aberrant d'avoir un jour rouge aujourd'hui.
rendre les horaires variables un peu dans la même idée que les HP/HC actuelles (une seule plage horaire pour tous les contrats tempo est idem aberrant)
par contre je ne suis pas complètement d'accord avec toi sur le pilotage de charge.
de plus en plus de personnes sont équipés de systèmes de domotique, mon home assistant récupère la couleur du jour par API et j'ai tout une automatisation derrière
si je suis capable de faire ça à mon niveau n'importe quel fabricant de ballon/pac/système de gestion d'énergie/... devrait largement être capable de le faire
et même dans le cas contraire tu ouvre le signal HC en jour "vert" et hop le ballon consomme dans la journée quand tu le veux
si ce n'est qu'une question de contrat, il suffit de renommer l'offre tempo2027 et problème résolu pour tous les nouveaux clients
je ne vois aucune raison technique qui mettrai une barrière à ça
le reste c'est de la volonté / politique / flemme
de mon point de vue les gestionnaire de réseau électrique / gouvernement raisonnent façon année 2000 sur le sujet
le linky à été déployé justement pour ce genre de chose, il serait temps d'en utiliser un peu les capacités pour essayer d'arriver aux technologie de 2015/2020
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on est d'accord qu'il y aurait des ajustements à faire sur l'offre tempo pour que ça marche
mais ces ajustements ne me semblent pas insurmontables pour la plupart:
il faut rendre les contrats plus souples il est effectivement aberrant d'avoir un jour rouge aujourd'hui.
rendre les horaires variables un peu dans la même idée que les HP/HC actuelles (une seule plage horaire pour tous les contrats tempo est idem aberrant)
A condition de pouvoir choisir sa plage horaire. J'ai pas envie de me retrouver avec des heures creuses en journée quand je suis au boulot, alors que je n'ai que la nuit (en HC donc actuellement) pour charger mon véhicule hybride...
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je ne suis pas complètement d'accord avec toi sur le pilotage de charge.
de plus en plus de personnes sont équipés de systèmes de domotique, mon home assistant récupère la couleur du jour par API et j'ai tout une automatisation derrière
si je suis capable de faire ça à mon niveau n'importe quel fabricant de ballon/pac/système de gestion d'énergie/... devrait largement être capable de le faire
et même dans le cas contraire tu ouvre le signal HC en jour "vert" et hop le ballon consomme dans la journée quand tu le veux
Tu es capable de le faire, et tu le fais, tout comme moi d'ailleurs... mais on est pas nombreux, et une grande partie des installateurs/électriciens ne sait pas faire.
Par exemple, les PAC ont souvent une entrée de tarif qui peut se câbler sur le contact sec du Linky, mais je n'ai pas vu une seule installation sur laquelle c'était câblé (je parle de cas où c'est la PAC qui fait l'eau chaude).
Si un simple contact sec est difficile à utiliser, imagine la TIC... il faut que la solution soit simple pour qu'elle soit utilisée à grande échelle.
Un gros avantage du contact sec ou de la TIC par rapport à une conf séparée, c'est que c'est pilotable par le fournisseur d'énergie et automatique.
Si le client change de fournisseur ou d'offre, pas de reconfiguration à faire, c'est automatique.
Il n'y a pas non plus de canal de comm séparé à maintenir. Tu imagines un locataire lambda aller reconfigurer un Shelly ou autre dans le garage parce qu'il a changé de box ?
Pour tout le reste on est en phase :-)
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A condition de pouvoir choisir sa plage horaire. J'ai pas envie de me retrouver avec des heures creuses en journée quand je suis au boulot, alors que je n'ai que la nuit (en HC donc actuellement) pour charger mon véhicule hybride...
C'est pour ca qu'il y a différentes offres avec différents fournisseurs.
Mais si le solaire continue à se développer comme aujourd'hui (+6GW l'an dernier de capa installée), le moins cher sera de charger en journée.
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Par exemple, les PAC ont souvent une entrée de tarif qui peut se câbler sur le contact sec du Linky, mais je n'ai pas vu une seule installation sur laquelle c'était câblé (je parle de cas où c'est la PAC qui fait l'eau chaude).
bah non !
ma pompe a chaleur et mon chauffe eau thermo dynamique neufs n'ont pas d'entrée HP/HC !
heureusement, je peux programmer le déclenchement en HC, mais ils sont de fait incompatibles avec les HC dynamiques.
ça fait un peu mal pour des trucs avec une facture à 5 chiffres.....
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C'est pour ca qu'il y a différentes offres avec différents fournisseurs.
Mais si le solaire continue à se développer comme aujourd'hui (+6GW l'an dernier de capa installée), le moins cher sera de charger en journée.
Ben voyons, je vais dire à mon patron : "Chef je peux pas venir aujourd'hui au boulot, il fait beau donc l'elec est pas cher, je vais rester à la maison pour charger mon véhicule !!!"
On marche sur la tête...
C'est vrai que rien n'est fait dans ce pays pour ceux qui n'ont pas de chance et doivent bosser... >:(
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Et pendant ce temps là, comme on pouvait s'y attendre vues les conditions météo, le rallongement des journées, et donc ce jour EJP, les prix de gros en France ont été nul ou légèrement négatifs sur une large partie de la journée, de 10h à 17h.
Il y a un risque, comme l'an dernier au 1er Avril, qu'à l'approche des prix négatifs, les producteurs d'énergie renouvelable, surtout le solaire, se retirent brusquement, déstabilisant le réseau électrique.
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Ben voyons, je vais dire à mon patron : "Chef je peux pas venir aujourd'hui au boulot, il fait beau donc l'elec est pas cher, je vais rester à la maison pour charger mon véhicule !!!"
On marche sur la tête...
C'est vrai que rien n'est fait dans ce pays pour ceux qui n'ont pas de chance et doivent bosser... >:(
c'est sur que le monde entier vous en veut et fait exprès de mettre le soleil en journée
franchement on aurait pu mettre la lune pour les personne qui veulent charger leur voiture en journée la nuit.
::)
en France avec le nucléaire les prix sont quand même pas si éclatés que ça
c'est une réalité technique que l'énergie solaire sera plus disponible en journée au printemps / été / début d'automne
jusqu'à présent les heures creuses sont toujours de 6H la nuit toute l'année
et enfin on peut simplement se dire que quelques bornes de charge proposées par les entreprises et le problème est réglé?
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Et pendant ce temps là, comme on pouvait s'y attendre vues les conditions météo, le rallongement des journées, et donc ce jour EJP, les prix de gros en France ont été nul ou légèrement négatifs sur une large partie de la journée, de 10h à 17h.
Il y a un risque, comme l'an dernier au 1er Avril, qu'à l'approche des prix négatifs, les producteurs d'énergie renouvelable, surtout le solaire, se retirent brusquement, déstabilisant le réseau électrique.
Espérons qu’un black-out se profuise. Les génies de RTE seront virés .
Mettre des jours rouges quand les prix sont négatifs et avec autant de surproduction ! 😂
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c'est sur que le monde entier vous en veut et fait exprès de mettre le soleil en journée
franchement on aurait pu mettre la lune pour les personne qui veulent charger leur voiture en journée la nuit.
::)
en France avec le nucléaire les prix sont quand même pas si éclatés que ça
c'est une réalité technique que l'énergie solaire sera plus disponible en journée au printemps / été / début d'automne
jusqu'à présent les heures creuses sont toujours de 6H la nuit toute l'année
et enfin on peut simplement se dire que quelques bornes de charge proposées par les entreprises et le problème est réglé?
J'ai jamais dit le contraire... J'ai juste dit qu'imposer les horaires HC en journée était une hérésie ! Mais laisser le choix, ok, je conçois bien que ça arrange certains d'utiliser les HC en journée... Peut importe d'où l'energie provienne, solaire ou nucléaire...
Quant aux bornes entreprises, c'est la réponse facile., du style yaka faukon...
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Espérons qu’un black-out se profuise. Les génies de RTE seront virés .
Mettre des jours rouges quand les prix sont négatifs et avec autant de surproduction ! 😂
Pour connaître un peu l'instance et leur facon de bosser, ce ne sont pas des "génies à virer"... Ils respectent des règles, il n'y a pas de zone d'ombre dans ce qu'ils font.
Donc si un jour tel que hier a été déclaré rouge, c'est soit:
- qu'il y avait un process établi qui l'a déclenché, et dans ce cas ce process/règlement est potentiellement sous optimal ou inadapté aujourd'hui, mais il existe,
- qu'un contrat l'imposait (par exemple, contrat avec EDF, la CRE, etc. régissant les offres TEMPO qui impose un minimum de jours rouges),
- qu'il y a eu pression d'une instance gouvernementale ou d'un gros industriel de l'énergie, et dans ce cas, c'est descendu dans la chaine de commandement.
L'appli "Notifcations RTE" m'a notifié d'une insuffisance d'offre pour la journée d'hier, de quelques indisponibilités fortuites sur le réseau de transport, et d'indispos planifiées et fortuites sur certaines installations nucléaires et hydrauliques.
Il est probable que ces événements aient participé, ou carrément causé, l'émission de la couleur rouge tempo et du classement du jour en PP1/PP2.
Ce que j'essaye de dire, c'est que c'est ni aléatoire, ni capricieux. Les procédures et modes opératoires sont carrés et en adaptation constante, mais ne s'adaptent peut-être pas assez vite pour répondre au besoin.
Il faut voir que RTE doit gérer l'équilibre offre demande in fine, mais également la congestion sur les lignes de transport, les marchés divers de flexibilité et de réserve (FCR, FRR, etc.), les estimations de conso, de prod et de réserve disponible, les échanges transfrontaliers, etc.
Le nombre de paramètres à gérer pour s'assurer que le système est stable et a les marges suffisantes pour réagir en cas de perte d'un ou de plusieurs ouvrages de prod, de disparition inopinée de conso de la part de gros clients industriels, de forts aléas météorologiques ou simplement d'erreurs de prévision est énorme.
Leur priorité est, justement, d'éviter un black out (dont la proba est *extrèmement* faible, je tiens à le dire, même si ca fait chauffer les esprits dans certaines sphères...) ou même des délestages.
Ils font un travail très complexe, pas forcément visible ni facile à comprendre.
EDIT: demain est annoncé rouge également.
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J'ai jamais dit le contraire... J'ai juste dit qu'imposer les horaires HC en journée était une hérésie ! Mais laisser le choix, ok, je conçois bien que ça arrange certains d'utiliser les HC en journée... Peut importe d'où l'energie provienne, solaire ou nucléaire...
Quant aux bornes entreprises, c'est la réponse facile., du style yaka faukon...
ça se fait déjà dans pleins de boite
il faut juste un peu de volonté du patron
le principe des heure creuse c'est d'être dans les heures qui en majorité n'arrange pas les gens (nuit / début d'après midi) enfin plus précisément ou la conso est basse par rapport à la production disponible
contrairement à vous je vous trouve que le créneau HC en journée est totalement normal (et il ne m'arrange pas spécialement ayant des panneaux solaire)
les HC/HP c'est pas à la carte, il y a un soucis de surproduction d'énergie en journée, l'hérésie ce serait de ne rien changer:
facturer le prix fort aux consommateurs pendant qu'en même temps on ne sait pas quoi faire de l'énergie
et le soir facturer en HC alors qu'on est obligé de redémarrer nos centrale
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on ne "redémarre" pas du tout nos centrales la nuit, bien au contraire
les heures creuses sont là pour justement limiter la baisse
que ça ne soit pas trop brutal
on ne consomme pas assez la nuit !
et les jours ensoleillés maintenant (obliger là pour le coup de moduler à la baisse les réacteurs)
+ de renouvelables => + d'usure du parc nucléaire (ça reste assez minime comme "usure supplémentaire", mais c'est un fait)
la vérité c'est qu'on n'a pas (encore ?) assez électrifier les usages au regard du déploiement du renouvelable
pas assez de pompes à chaleurs pour remplacer le fioul et la gaz
pas assez de mobilité électrique
c'est un problème pour le climat, nos dépendances aux hydrocarbures, et aussi le réseau
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oui j'ai fais un raccourci un peu rapide je te l'accorde.
les centrale sont obligés de produire plus entre la fin du solaire et le trou de la nuit idem le matin entre 7h30 et 11h
Globalement on a besoin de consommer la nuit entre 1h et 6h
il y a un pic à 22h qui ne doit pas être top pour lé réseau
donc 6h en HC de nuit et 2h la journée ça me semble être un meilleur équilibre pour le réseau que 8H la nuit
pour la PAC et le VE : aligné
mais bon les gens préfèrent raler sur les taxe sur le carburant, l'interdiction des chaudière à gaz ...
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On voit sur les graphiques de production par filière qu'aussi bien le nucléaire, le solaire et l'éolien, dans une moindre mesure, ont baissé hier leur production de 12h à 15h.
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oui sauf que certains sont pilotables et d'autres non
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J'ai jamais dit le contraire... J'ai juste dit qu'imposer les horaires HC en journée était une hérésie ! Mais laisser le choix, ok, je conçois bien que ça arrange certains d'utiliser les HC en journée... Peut importe d'où l'energie provienne, solaire ou nucléaire...
Quant aux bornes entreprises, c'est la réponse facile., du style yaka faukon...
Après hors tempo, ça a toujours existé des HC en journée au moins sur certaines régions. Mes parents ont toujours eu une partie des HC en journée depuis plus de 30 ans.
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oui sauf que certains sont pilotables et d'autres non
Le nucléaire est modulable, on peut baisser sa production ou l'augmenter, mais cela a un coût sur sa maintenance, estimé dans un rapport récent d'EDF, publié mi-Février, à 360 M€/an, et réduirait la durée de vie des réacteurs, déjà anciens, et donc baisserait la rentabilité d'EDF. Le rapport publié par EDF sur ce sujet, qui pouvait entrainer quelques débats, a même été édulcoré, selon les Echos, par rapport à la version que s'était procuré La Tribune, début Février, passant de 80 pages, à 60 pages.
Voir par exemple l'article du site Révolution Énergétique :
Usure prématurée, coût élevé : la hausse de la modulation nucléaire inquiète EDF
Par Kevin CHAMPEAU- Publié le 18 février 2026
Si les énergies renouvelables et le nucléaire ne doivent pas être opposés dans la quête de la neutralité carbone, un sujet vient pourtant créer des tensions entre les deux : la modulation de nos réacteurs. Bien que normale sur le parc nucléaire français, cette technique d’ajustement de la production est de plus en plus utilisée, ce qui pourrait accélérer l’usure des centrales. Un nouveau rapport d’EDF tire des conclusions inquiétantes.
Ce n’est pas un scoop : le parc nucléaire français module plus que n’importe quel autre pays, la faute à un mix électrique unique au monde, puisque très largement dominé par l’énergie nucléaire. Si cette modulation est historiquement maîtrisée et adaptée aux capacités des réacteurs, cet équilibre se voit bouleversé par la prise d’ampleur des énergies renouvelables dans l’Hexagone.
« Des risques économiques majeurs » pour la France
Selon les dernières prédictions, notamment des analystes de Kpler, cette modulation pourrait continuer d’augmenter chaque année jusqu’en 2030. De 27,5 TWh en 2024, elle a atteint 31,5 TWh en 2025 et devrait avoisiner les 35 TWh pour 2026. Si cette modulation permet en partie à EDF d’optimiser son utilisation de combustible, le reste s’explique par la nécessité de compenser l’intermittence des énergies renouvelables. Or, cette modulation excessive inquiète de plus en plus au sein d’EDF.
Il y a quelques semaines, la CFE Énergies, principal syndicat de l’électricité en France, avait tiré la sonnette d’alarme face à la publication imminente de la programmation pluriannuelle de l’électricité (PPE3). Le syndicat avait pris la parole pour évoquer un rapport interne à EDF portant sur « les conséquences techniques et économiques de l’effacement forcé de la production d’électricité nucléaire ». Les conclusions de ce rapport confidentiel avaient été entrevues dans un article de La Tribune, et évoquaient « des risques économiques majeurs pour la collectivité française ».
EDF confirme l’impact de la modulation sur les réacteurs nucléaires
EDF a attendu la publication de la PPE3 pour sortir du silence et rendre public les conclusions de son étude sur la modulation. Dans ce document, daté du 16 février 2026, l’électricien français confirme la hausse de volume de modulation en évoquant un point de rupture en 2024. Il mentionne notamment une augmentation des arrêts de courte durée en milieu de journée, au moment où les parcs photovoltaïques produisent le plus d’électricité.
Selon EDF, cette hausse de la modulation affecte bien le vieillissement des installations sur de nombreux aspects et indique une augmentation « des phénomènes vibratoires au niveau des postes d’eau ». De ce fait, EDF affirme devoir travailler sur ses programmes de maintenance en augmentant la fréquence des contrôles et des remplacements de pièces d’usure. En parallèle, l’électricien envisage de faire évoluer ses méthodes d’exploitation pour que « les transitoires de puissance ou les arrêts complets des réacteurs soient moins sollicitants pour les installations, tout en préservant la manœuvrabilité des unités de production ». EDF précise enfin que cette adaptation « a un impact économique certain car elle conduit à réaliser de nouveaux investissements sur le parc nucléaire français, tout en s’accompagnant d’une réduction de sa production ».
Les centrales thermiques et hydroélectriques jonglent aussi avec l’éolien et le solaire
D’ailleurs, EDF va plus loin en indiquant que les variations de production d’énergie associées aux renouvelables non pilotable (éolien et solaire) ont des effets sur ses autres modes de production. Le nombre d’arrêts/démarrages des centrales thermiques de type cycles combinés gaz (CCG) a ainsi doublé en 2025 par rapport aux années précédentes. Le parc hydroélectrique est également concerné, en particulier les stations de pompage-turbinage (STEP), qui sont en première ligne pour absorber les fluctuations du réseau. Celles-ci sont de plus en plus sollicitées, ce qui entraîne un vieillissement prématuré.
Pour finir, EDF rappelle que le rôle du parc nucléaire français n’est pas seulement de produire de l’électricité, mais également de stabiliser la fréquence et la tension du réseau, notamment grâce à son inertie. Il n’est pas à exclure que dans les années à venir, RTE demande à EDF de laisser des réacteurs en service non pas pour produire de l’électricité en milieu de journée, mais pour permettre une meilleure stabilité du réseau à l’échelle de la France et de l’Europe.
https://www.revolution-energetique.com/actus/usure-prematuree-cout-eleve-la-hausse-de-la-modulation-nucleaire-inquiete-edf/
Le rapport d'EDF : https://www.edf.fr/sites/groupe/files/2026-02/2026_02_16_ETUDE_MODULATION.pdf
Modulation "ecoK" : La baisse de production permet d'économiser du combustible, au moment où l'électricité est la moins chère.
Pour ces centrales, EDF s’assure que la modulation pour économie combustible (dite « écoK », par baisse de puissance ou par arrêt) est réalisée au moment le plus opportun pour le système électrique et en l’occurrence lorsque les prix sont bas et que la demande résiduelle est faible, et ainsi que le combustible en réacteur soit utilisé au moment où la production a le plus de valeur.
L'article des Echos : https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/couts-de-maintenance-remplacement-de-materiel-la-modulation-des-reacteurs-nucleaires-pese-sur-la-rentabilite-dedf-2216208
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Proposition de la CRE de réformer le calcul de la rémunération complémentaire du solaire pour favoriser l'installation de batteries.
La commission de Régulation de l'Energie (CRE), qui est en charge en particulier de déterminer le mode de calcul des compléments de rémunération des producteurs d'énergie renouvelable, a publié le 19 Mars, une proposition, qui vise à diminuer la rémunération complémentaire des installations solaires de puissance > 100 kWc aux heures où le solaire produit le plus, pour favoriser le stockage sur batterie, pour revendre la production aux heures où les prix du marché sont plus élevés.
https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Communiques_de_presse/2026/260319_CP_Note_PV_Stockage.pdf
https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2026/260305_Note_PV_Stockage.pdf
Le calcul de la rémunération complémentaire est basé sur une valeur appelée M0, qui est différentes selon les énergies, solaire, éolien, bio-énergies (voir tableau et graphique pour 2024 ci-dessous, les prix du marché ont encore baissé à ces heures en 2025)... Pour le solaire, ce M0 est la moyenne des tarifs du marché chaque mois, aux heures où le solaire produit.
Le complément de rémunération est la différence entre le prix garanti par l'état dans son appel d'offre, avec la marge de gestion, et ce M0.
Or évidemment, avec l'essor du solaire, et la courbe des prix spot en forme de bassine (ou duck curve), voir ci-dessous pour aujourd'hui, où l'énorme production solaire fait chuter les prix au printemps et à l'été, comme on le sait bien, les prix en journée sont très bas. D'où un différentiel de plus en plus grand, et une subvention à payer pour l'état de plus en plus élevée, d'autant que les contrats déjà engagés vont faire augmenter le production solaire de 10 GW supplémentaires dans les années à venir.
D'où la proposition de la CRE de ne plus calculer ce M0 sur un moyenne pondérée sur les heures de production solaire, mais de prendre la moyenne générale des prix sur toute la journée, ce qui fait mécaniquement augmenter le M0, et donc diminuer la subvention à payer.
La CRE espère que cela favorisera l'installation de batteries sur les installations solaires, pour vendre l'électricité produite aux heures où le prix du marché est le plus élevé (pointe du soir par exemple).
Elle a constaté que sur les appels d'offre PPE2, seuls 22 projets sur les 1470 retenus avaient prévu d'installer des batteries. Donc le stockage sur batterie est infime. Et pour une bonne raison. L'installation de batteries renchérit le projet, sans gagner plus puisque jusqu'ici les installations étaient payées la même chose, le complément de rémunération, aux heures où elle produisait.
De plus, comme depuis l'an dernier, on leur demande d'arrêter de produire aux moments où les prix deviendraient négatifs, ce qui a conduit à la perte de 1.6 TWh de production l'an dernier, quand même payés par le complément de rémunération, donc revenant de plus en plus cher avec la croissance du nombre d'heures à prix négatifs.
Pour cela, elle propose de ne plus interdire de produire, mais d'injecter sur le réseau, à ces heures de prix négatifs, pour stocker sur batterie, et revendre plus tard quand le prix du marché est plus élevé.
Voir le CP de la CRE :
La Commission de régulation de l’énergie publie ses propositions pour optimiser le développement des grandes installations photovoltaïques
La Commission de régulation de l’énergie (CRE) publie ce jour une note présentant ses propositions de modifications des dispositions des cahiers des charges applicables aux grandes installations photovoltaïques (PV) – plus de 100 kWc – afin d’encourager le développement des installations couplant PV et stockage, plus pertinentes pour le système énergétique. Ces propositions s’inscrivent dans le cadre des différents travaux de la CRE visant à optimiser le soutien public aux énergies renouvelables, et ont été partagées avec la Mission Lévy-Tuot qui se penche actuellement sur ces sujets
Dans son rapport sur le complément de rémunération publié en juillet 2025, la Commission de régulation de l’énergie a émis de premières recommandations pour répondre à la multiplication des heures à prix négatifs et au renforcement de la cannibalisation du photovoltaïque. Ce phénomène consiste en une baisse de la valeur d’un profil de production PV sur le marché de gros liée à l’augmentation de la part du PV dans le mix électrique qui augmente mécaniquement le soutien public dont bénéficient ces installations. La CRE avait notamment proposé à l’occasion de ce rapport de faire évoluer la prime pour prix négatifs (qui vise à compenser les producteurs incités à stopper leur production en période de prix spot négatifs). Ses propositions s’inscrivaient dans un objectif plus large de faire évoluer le partage de risque entre l’Etat et les producteurs, et plus particulièrement de favoriser l’émergence de projets hybrides PV + stockage, dont le profil de production est plus adapté aux besoins du système.
Constatant que seuls 22 projets sur les 1 470 retenus dans le cadre des appels d’offres PV PPE2 étaient des projets hybrides et devant l’amplification du phénomène des prix négatifs (513 heures en 2025, après 352 en 2024), la CRE a approfondi ses réflexions et détaille aujourd’hui ses propositions. Elle relève qu’en 2025 les épisodes de prix négatifs ont conduit à renoncer à 1,6 TWh1 de production solaire, soit environ 20 % du productible total des centrales PV sous complément de rémunération ; et qu’en parallèle, le prix capté par la production PV non-écrêtée a été plus faible de 32% par rapport à un ruban
en base sur les heures de prix positifs ou nuls. Ces phénomènes sont actuellement presqu’entièrement compensés par le budget de l’Etat, ce qui engendre un risque significatif d’évolution à la hausse des charges de service public de l’énergie (CSPE), et ce d’autant qu’un grand nombre d’installations sera
mis en service ces prochaines années (pour un volume supplémentaire d’environ +10 GWe d’ores et déjà engagé).
La CRE recommande ainsi, pour l’ensemble des nouveaux contrats de soutien attribués de tester :
- la mise en place d’un prix de marché de référence M0 non pondéré, permettant à l’Etat de ne plus prendre à sa charge le risque d’écart entre le prix capté par la filière PV pendant les périodes de prix positifs et le prix capté par un ruban en base qui serait porté par le producteur.
L’ajout d’une batterie permet au producteur PV, en déplaçant une partie de sa production solaire, de capter un prix se rapprochant, voire dépassant en moyenne celui capté par un profil en base.
- le conditionnement du versement de la prime pour prix négatifs à la non-injection de l’installation hybride sur le réseau et non plus à la non-production de l’installation PV, ce qui permettrait de mieux répondre aux signaux-prix.
- le versement du complément de rémunération sur la production PV qui aura pu être déplacée en dehors des heures de prix négatifs afin d’inciter à réduire la quantité d’électricité solaire écrêtée. La prime pour prix négatifs devrait alors être adaptée en conséquence pour couvrir uniquement le risque résiduel de productible écrêté qu’il n’est pas possible de déplacer, même en hybridant le parc avec une batterie. La CRE propose plusieurs options en ce sens.
Dans un premier temps, la CRE recommande une approche expérimentale visant à s’assurer que ces dispositions permettent effectivement le développement de projets hybrides. Les prix plafonds seraient alors ajustés régulièrement de manière à limiter le risque budgétaire. Elle rappelle toutefois qu’il est déjà
possible dans le cadre actuel d’hybrider un projet PV avec une batterie, même si les modalités des appels d’offres n’y encouragent pas les acteurs.
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Voir ce qu'en dit de façon peut-être plus didactique le site Selectra :
Fin des "chèques en blanc" pour le solaire : la réforme choc du gendarme de l'énergie
Par Matias Perea - Analyste Énergie - Publié le 24/03/2026
Le solaire français est victime de son propre succès, et la facture menace d'être lourde pour les finances publiques. Face à la multiplication des panneaux photovoltaïques sur le territoire, un phénomène pervers s'est installé : la "cannibalisation". Lors des pics d'ensoleillement estivaux, la surabondance d'électricité verte fait s'effondrer les prix du marché, obligeant l'État à compenser financièrement les producteurs contraints d'arrêter leurs machines. Pour enrayer ce gouffre budgétaire, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) vient de publier un plan de réforme. L'objectif est de forcer les futurs parcs solaires à s'équiper de batteries de stockage pour lisser leur production, sous peine de voir leurs subventions disparaitre.
Le fléau des prix négatifs : quand le soleil coûte cher à l'État
La mécanique actuelle du soutien public aux énergies renouvelables montre d'inquiétants signes d'essoufflement. Le rapport de la CRE met en lumière une statistique alarmante : en 2025, le réseau électrique français a traversé pas moins de 513 heures de prix négatifs (contre 352 heures en 2024). Durant ces périodes de forte production solaire et de faible demande, les prix de gros plongent sous la barre du zéro.
Pour éviter la saturation du réseau, les grandes installations solaires bénéficiant d'un complément de rémunération sont priées de stopper leur injection. Or, le contrat actuel avec l'État leur garantit une "prime pour prix négatifs" qui compense cette perte à gagner.
Résultat, selon les estimations de RTE relayées par la CRE, ce sont 1,6 TWh de production solaire qui ont été perdus en 2025 (soit 20 % du potentiel total de ces centrales), le tout aux frais du contribuable via les Charges de Service Public de l'Énergie (CSPE).
Une décote de 32 % sur la valeur de l'énergie solaire
Outre les heures de prix négatifs, la valeur même de l'électricité solaire s'effrite. Concentrée sur le milieu de journée, la production photovoltaïque a capté en 2025 un prix inférieur de 32 % par rapport à un profil de production "en base" (lisse sur 24 heures).
L'État compensant la différence entre ce prix de marché dégradé et le tarif garanti au producteur, le risque budgétaire explose alors que 10 GW supplémentaires de capacités solaires sont déjà dans les tuyaux pour les prochaines années.
La batterie de stockage : le nouveau bouclier exigé par la CRE
Face à ce constat de "cannibalisation" (la filière solaire détruit sa propre valeur en produisant toute en même temps), la CRE siffle la fin de la récréation. Le constat du régulateur est sévère : sur les 1470 projets retenus lors des derniers appels d'offres (PPE2), seuls 22 intégraient un système de stockage. L'immense majorité des industriels se contente de poser des panneaux, l'État assumant le risque financier de l'intermittence.
Pour forcer le développement de centrales "hybrides" (Panneaux + Batteries), la CRE propose d'expérimenter une modification radicale des futurs contrats de soutien pour les installations de plus de 100 kWc :
- Un nouveau calcul du prix de référence : L'État ne prendrait plus à sa charge l'écart de valeur lié au profil purement diurne du solaire. Le producteur devra assumer ce risque. S'il équipe son parc d'une batterie, il pourra stocker son énergie le midi et la revendre le soir quand les prix sont élevés, rentabilisant ainsi son installation.
- Fin de la prime aveugle en cas de prix négatif : Actuellement, la prime est versée si l'installation ne produit pas. La CRE veut que la prime soit conditionnée à la non-injection sur le réseau. Ainsi, le producteur pourra continuer à produire lors d'un prix négatif pour recharger sa propre batterie au lieu de tout couper.
- Une compensation réduite et ciblée : La prime pour prix négatifs ne couvrirait plus l'intégralité des pertes. La CRE suggère de ne l'activer qu'au-delà des deux premières heures de prix négatifs de la journée. Le risque résiduel devra être géré par l'industriel, l'incitant de facto à s'équiper en stockage.
https://selectra.info/energie/actualites/marche/fin-cheques-blanc-solaire-reforme-choc-gendarme-energie
Bon, pour l'instant, ce n'est qu'une proposition, qui risque de ne pas plaire à ceux qui voulaient proposer de nouveaux parcs PV dans le cadre de la PPE3. Et qui ne sera que l'objet de tests pour l'instant.
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ca va peut être rendre plus rentable des projets de stockage "chaud" par forcement sur le site de production solaire. Y a des projets "sodium/sels fondus" qui font de la vapeur pour turbien la nuit. 100kWc faut des batteries monstrueuses.
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le solaire sur le long terme ça sera surtout pour l'autoconsommation
il faut en mettre partout mais la connexion au réseau n'est pas forcément pertinente à grande échelle
à l'échelle locale pourquoi pas
exemple ; l'école fermée le samedi qui refourgue son excédent au supermarché du coin
sinon autoconsommation pure
et pas forcément avec stockage d'ailleurs
(le réseau apporte le reste)
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Les centrales de plus de 100 kWc, ce n'est certainement pas pour de l'autoconsommation. Et il semble qu'il y avait pas mal de projets de ce type.
Sinon, j'ai lu quelque part que RTE estimait à environ 2.6 GW je crois la part de l'autoconsommation, ce qui expliquerait en partie la baisse de consommation électrique observée par rapport à 2017-2019, avant le Covid.
-
ce n'est pas parce qu'il y a des projets que c'est pertinent à long terme
c'est un business comme un autre (je parle des 'centrales' solaires)
les financiers cherchent l'argent
les paysans cherchent à survivre (bail terrain...)
c'est encore moins concentré que l'éolien...
euh oui 2018 c'est à peu près à ce moment que j'ai arrêté de me chauffer
l'électricité a très fortement augmenté (à fortiori depuis l'Ukraine)
quand tu dois choisir entre te chauffer ou manger tu mets un pull
ou deux
12 millions de foyers en précarité énergétique de mémoire
l'autoconsommation augmente mais ça n'est pas encore suffisant
chaque maison individuelle devrait avoir au moins quelques panneaux
pourquoi pas les collectifs s'il y a de la place (espaces verts)
pas forcé de placer en toiture
'''
l'’autoconsommation est en croissance, notamment chez les particuliers (plus de 227 000 installations en 2024)
l'autoconsommation individuelle pourrait atteindre 10,4 GW en 2028 (contre ~2,3 GW aujourd’hui)
'''
https://www.pv-magazine.fr/2025/01/22/donnees-enedis-la-france-a-raccorde-pres-de-46-gw-de-photovoltaique-en-2024
https://www.lechodusolaire.fr/lautoconsommation-solaire-individuelle-en-france-devrait-croitre-de-36-par-an-pour-atteindre-104-gw-en-2028
c'est une source de production facile à deployer
et durable
un panneau dure minimum 30 ans
je m'étais tapé le World Energy Outlook de 2023 qui avait noté la bascule massive vers le solaire
ça se confirme depuis...
par contre encore une fois ça ne doit pas être la base d'un reseau global tels que sont construits nos réseaux nationaux
c'est une énergie de la survie*
un bon amortisseur de la déplétion fossile
quelques graphs du WEO 2023 ci dessous
dans les 3 scénarios pour 2050
le solaire est la source principale pour produire l'électricité
(à l'échelle mondiale mais pas en Europe)
*d'ailleurs encouragée durant la guerre froide aux USA
https://youtu.be/m8ciDdJ6S6I?si=36odZkc7UoT2bUTD
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bonus
évolution du type d'énergie utilisée pour la génération d'électricité en Espagne depuis 2000
(1er graph)
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C'est sûr qu'avec l'achat obligatoire à 4 centimes du kW.h, l'autoconsommation des particuliers est fortement encouragée!
Quand j'aurais des voitures électriques, tout passera dans les recharges... :)
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dans cette histoire on a quand même l'impression que le gouvernement/regulateur ont 2 trains de retard
c'était prévisible depuis plusieurs années que ce problème allait arrivé (ce topic à déjà 2 ans)
ne pourraient-ils pas vraiment se pencher sur le sujet pour remettre à plat la chose et éviter de siphonner les caisses de l'état dans les poches des grosse centrales solaire?
le rapport me parait totalement déséquilibré.
en plus de forcer à des dépenses plus importantes pour les intégrer dans le réseau on leur garantie leur production quasi 0 risques que des bénéfices
le cadre légal devrait évoluer pour certes leur garantir l'achat de leur production (mais pas à 100% plus genre 60/70%)
mais les forcer à investir dans des moyens de stockage (thermique/batterie/...) pour 10/20% de leur production par exemple, qui pourraient être renvoyé dans le réseau au pic de conso du soir/matin ce qui réduirait les modulations nécessaires sur le parc nucléaire
idem sur la question de la régulation du réseau (tension / fréquence): à la hausse on pourrait demander de brider en régime normal à 95% de production attendue et ainsi permettre d'injecter un peu plus en cas de besoin (à la baisse c'est facile)
et forcer l'implantation d'une partie des panneaux sur des exposition sud est sud ouest sauf contrainte technique genre ombre (optimisation de la production sur la journée)
et je suis plutôt d'accord avec chad86
le solaire sa meilleure exploitation c'est pour de l'auto consommation
chez moi j'ai 2 panneaux au sud est 2 au sud ouest (les 4 restant au sud) pour avoir de la production tot le matin / tard le soir et maximiser la durée ou je ne tire rien du réseau plutôt que la production pure.
je "stocke" le surplus de production dans mon ballon d'eau chaude (ma pac ne tourne quasi plus pour l'ecs depuis début mars)
je bride aussi mes panneaux pour qu'ils ne renvoient quasi rien sur le réseau
C'est sûr qu'avec l'achat obligatoire à 4 centimes du kW.h, l'autoconsommation des particuliers est fortement encouragée!
très bonne mesure à mon avis, avoir 30 panneaux sur sa toiture est une ineptie
bref des solutions techniques existent pour intégrer correctement le photovoltaïque
il faut juste un peu de courage politique
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dans cette histoire on a quand même l'impression que le gouvernement/regulateur ont 2 trains de retard
c'était prévisible depuis plusieurs années que ce problème allait arrivé (ce topic à déjà 2 ans)
ne pourraient-ils pas vraiment se pencher sur le sujet pour remettre à plat la chose et éviter de siphonner les caisses de l'état dans les poches des producteurs?
En fait, les temps et les circonstances ont changé:
En 2022 (époque où je me suis équipé en panneaux) toute production n'était pas de trop quel que soit le moment de la journée, quand EDFOA nous achetait à 100€/MW, le marché était souvent au dessus des 200, c'était tout bénéf pour eux.
Aujourd'hui, c'est l'inverse, mais rien ne dit qu'il en sera de même dans 10 ans, bien que l'équipement en renouvelables au niveau européen contribue fortement à la situation actuelle (ça n'est pas un problème interne à la Francie), le cours de l'uranium traité peut finir par ressembler à celui du pétrole et le prix de construction des réacteurs est exponentiel en europe.
Le prix des batteries à part, il est spéculatif aussi, le prix de revient du renouvelable est plus stable et prévisible.
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le cadre légal devrait évoluer pour certes leur garantir l'achat de leur production (mais pas à 100% plus genre 60/70%)
mais les forcer à investir dans des moyens de stockage (thermique/batterie/...) pour 10/20% de leur production par exemple, qui pourraient être renvoyé dans le réseau au pic de conso du soir/matin ce qui réduirait les modulations nécessaires sur le parc nucléaire
Pour l'OA des particuliers, il est interdit de rebalancer sur le réseau de l'énergie stockée dans des batteries. Ou alors j'ai mal lu et mal compris le contrat, ce qui est possible.
Vu le prix de rachat OA, je chargerai des batteries pour passer la nuit...
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ce morceau de mon message concernait uniquement les grosses centrale solaire
pas les particulier avec EDF OA
j'edit mon message pour le rendre plus clair
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En fait, les temps et les circonstances ont changé:
En 2022 (époque où je me suis équipé en panneaux) toute production n'était pas de trop quel que soit le moment de la journée, quand EDFOA nous achetait à 100€/MW, le marché était souvent au dessus des 200, c'était tout bénéf pour eux.
Aujourd'hui, c'est l'inverse, mais rien ne dit qu'il en sera de même dans 10 ans, bien que l'équipement en renouvelables au niveau européen contribue fortement à la situation actuelle (ça n'est pas un problème interne à la Francie), le cours de l'uranium traité peut finir par ressembler à celui du pétrole et le prix de construction des réacteurs est exponentiel en europe.
Le prix des batteries à part, il est spéculatif aussi, le prix de revient du renouvelable est plus stable et prévisible.
Effectivement, les circonstances ont drastiquement changé entre 2020, où le confinement a provoqué une chute de la consommation électriques des entreprises et administrations, 2021, où la reprise a au contraire fait augmenter considérablement la consommation, et 2022, où avec la guerre en Ukraine, et la hausse vertigineuse des prix du gaz, donc de l'électricité, l'état a au contraire enregistré de fortes rentrées en encaissant la différence entre le prix garanti, et le prix du marché bien plus élevé. C'était surtout le cas de l'éolien.
Au contraire, en 2024 puis 2025, les prix de gros ont chuté, surtout au moment où le solaire produit, et c'est dû aussi à une forte progression des installations solaires, en France, et en Europe, qui elle est là pour durer, et même s'amplifier dans les années à venir, puisque les nouveaux contrats déjà acceptés prévoient 10 GW de production en plus.
La cour des comptes a publié récemment, la semaine dernière, un rapport sur les Charges de Service Public aux Énergies renouvelables (CSPE), avec un graphique qui le montre très bien, p14, voir ci-dessous. Malgré les variations entre années, le bilan est quand même que ce soutien a coûté très cher, 26.5 milliards d'euros versés entre 2016 et 2024, ce qui fait 2.9 milliards d'euros en moyenne par an, mais c'est en forte augmentation ces dernières années. Et la cour des comptes a pointé des cas de sur-rémunération manifeste, avec des effets d'aubaine.
https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/2026-03/20260318-Soutien-energies-renouvelables-a-travers-charges-service-public-energie_0.pdf
Après, cela peut encore varier, comme on le voit en ce moment avec l'augmentation des prix du pétrole et de l'électricité liée à la guerre en Iran et le blocage du détroit d'Hormuz, mais il y a une tendance générale quand même à une augmentation de la production solaire concentrée en journée au printemps et en été.
Voici le résumé que fait FranceInfo de ce rapport :
La Cour des comptes épingle les aides publiques aux énergies renouvelables
Les aides publiques aux énergies renouvelables coûtent trop cher à l’État. C'est le constat dressé par la Cour des comptes dans son dernier rapport. L'institution appelle, chiffres à l'appui, à un meilleur contrôle des dépenses.
Article rédigé par Emmanuel Cugny - Radio France - Publié le 18/03/2026 08:44
Selon la Cour des comptes, les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, dont l'objectif est d'atteindre la neutralité carbone d'ici 2050, ont représenté un coût total pour les finances publiques de 26,5 milliards d'euros entre 2016 et 2024, soit un coût annuel moyen de 2,9 milliards.
Ce coût peut toutefois varier fortement d'une année à l'autre, en fonction de la volatilité des prix du marché de l'énergie, telle qu'observée actuellement avec la flambée des cours du pétrole et du gaz liée à la guerre au Moyen-Orient. Une charge jugée trop lourde à supporter pour l'État dans la situation actuelle de ses comptes. Les dispositifs de financement en question sont généralement conclus pour une durée de 20 ans. Ils garantissent aux producteurs d'énergie (solaire, éolien et biogaz) des tarifs d'achat par l'État supérieurs au prix du marché de gros.
En revanche, lorsque le prix de marché dépasse le tarif de référence, les opérateurs reversent la différence à l'État à titre de compensation. C'est ce qui s'est produit durant la crise énergétique de 2022-2023 : l'État a ainsi pu récupérer entre 4,5 et 5 milliards d'euros.
Un meilleur contrôle des aides aux énergies renouvelable ?
Des aides coûteuses, mais jugées nécessaires pour assurer la transition énergétique. Afin d'améliorer le système, la Cour des comptes, suggère, donc, dans un rapport publié mercredi 18 mars, d'établir, dans un premier temps, un véritable état des lieux avec un audit réalisé par la Commission de régulation de l'énergie. La CRE dresserait ensuite un tableau de bord du suivi des filières soutenues. Les magistrats recommandent également à l'État d'introduire des clauses de révision dans les contrats, ce qui n'est pas prévu aujourd'hui, puisque les subventions restent inchangées, quelles que soient les fluctuations du marché. Enfin, il conviendrait de renforcer le contrôle des producteurs d'énergie renouvelable, notamment face aux suspicions de fraudes.
La Cour des comptes apporte de l'eau au moulin de la mission Lévy-Tuot, qui travaille sur le sujet et doit rendre son rapport à la fin du mois de mars. Dans un contexte de finances publiques dégradées, l'objectif est de mettre fin aux rentes automatiques dont bénéficient, et auxquelles ont pu s'habituer, les producteurs d'énergies renouvelables.
https://www.franceinfo.fr/replay-radio/le-brief-eco/la-cour-des-comptes-epingle-les-aides-publiques-aux-energies-renouvelables_7844099.html
A noter donc qu'il y a aussi une commission Levy-Thuot, du nom des deux personnes qui la compose, qui a été instituée début Décembre 2025, chargée d'étudier les subventions aux énergies renouvelables, dans le but d'en diminuer le coût pour l'état, et qui devait rendre un rapport dans les 3 mois, donc qui ne devrait pas tarder à sortir.
https://www.info.gouv.fr/communique/mission-levy-tuot
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Pour l'OA des particuliers, il est interdit de rebalancer sur le réseau de l'énergie stockée dans des batteries. Ou alors j'ai mal lu et mal compris le contrat, ce qui est possible.
Vu le prix de rachat OA, je chargerai des batteries pour passer la nuit...
Ca n'a certes pas de sens de décharger tes batteries dans le réseau, surtout en tant que particulier, mais où est-ce interdit?
Il n'y a qu'un compteur (le Linky), et ce que tu injectes est comptabilisé sur un index unique (injection), peu importe l'heure ou la provenance. ENEDIS/OA ne fera pas la différence entre du surplus de prod PV et une batterie qui se décharge.
À 4c/kWh (prix de rachat OA en autoconso), le client serait bien mal inspiré de charger sa batterie sur du solaire (voire pire, sur le réseau) et de la décharger dans le réseau...
Au contraire, je pense qu'ENEDIS serait content que les batteries se déchargent à 7h le matin avant d'absorber le solaire de la journée... cela réduirait la puissance appelée à la pointe du matin.
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Il y a des perles dans le rapport de la cour des comptes, comme celle que j'ai notée p9, sur la difficulté à modifier a posteriori les conditions d'un contrat manifestement sur-rémunérateur. Par exemple un arrêté en ce sens, pourtant approuvé par un juge constitutionnel, mais cassé par le Conseil d’État parce que ces aides n'avaient pas été notifiées à la Commission Européenne !
Le législateur a souhaité mettre fin à certaines situations de sur-rémunération avérées. Ainsi, il a récemment souhaité reconsidérer les conditions d’achat de la production d’électricité d’origine photovoltaïque en vigueur entre 2006 et 2010, notoirement surévaluées. À cette occasion, le juge constitutionnel a validé la possibilité d’une modification a posteriori des conditions contractuelles, dès lors qu’il s’agissait de corriger des effets d’aubaine dans un objectif d’intérêt général. L’arrêté d’application de ces dispositions a cependant été annulé par le Conseil d’État du fait d’une lacune originelle, à savoir l’absence de notification de ces aides à la Commission européenne. Plus récemment, le législateur a voulu introduire un déplafonnement partiel puis total des montants devant être reversés à l’État par les bénéficiaires de compléments de rémunération en cas de prix de marché supérieur au tarif de référence retenu dans leur contrat. Sans que le principe même de la modification souhaitée soit remis en cause, les conditions de sa mise en œuvre ont été jugées non conformes au droit des contrats par le Conseil constitutionnel. Ces tentatives pour l’instant inabouties, traduisent la volonté de limiter les effets d’aubaine les plus marqués. Le principe de telles modifications a été validé par le juge constitutionnel, mais leur mise en œuvre a achoppé sur des failles juridiques. Elles illustrent également la difficulté d’intervenir a posteriori sur les mécanismes de soutien, et donc l’intérêt d’introduire dès les contrats initiaux d’éventuelles clauses de révision, comme cela commence à être fait dans certains contrats de soutien. Les modalités d’indexation automatique des tarifs, qui accroissent ces différences de traitement et sont parfois dévoyées, devraient également pouvoir être réexaminées.
D'où la demande d'introduire dans ces contrats des clauses de révision dès l'origine, car sinon, ces contrats sont conclus pour 20 ans, et non révisables, quelles que soient l'évolution du marché.
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Ca n'a certes pas de sens de décharger tes batteries dans le réseau, surtout en tant que particulier, mais où est-ce interdit?
Il n'y a qu'un compteur (le Linky), et ce que tu injectes est comptabilisé sur un index unique (injection), peu importe l'heure ou la provenance. ENEDIS/OA ne fera pas la différence entre du surplus de prod PV et une batterie qui se décharge.
J'ai mélangé ce qui concerne les batteries. :-[
https://www.edf-oa.fr/sites/oa/files/2025-07/s21_cg_v2_edf_oa_27072023.pdf
si l’installation est équipée d’un dispositif de stockage de l’électricité, un dispositif technique a été
mis en place et permet de garantir que l’énergie stockée provient exclusivement de l’installation de
production.
C'est interdit de stocker en prenant sur le réseau, pas de fournir.
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étrange cette interdiction
on est d'accord que c'est valable uniquement sur la partie OA?
je connais plusieurs personnes qui sont en autoconso avec batterie et en contrat tempo qui charge leur batterie en HC l'hiver pour l'utiliser la journée sur les jours rouge et blanc
et c'est plutôt vertueux pour le réseau
(mais on s’éloigne un peu du sujet)
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Oui, c'est pour l'OA des particuliers.
Quand je relis, je me dis vraiment que c'est pour qu'on achète au prix fort et qu'on n'utilise pas les batteries pour acheter en heure creuse à moins cher.
J'avoue que le jour où j'aurai des batteries, je m'assoirai sur cette interdiction...
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Note que le document a été validé le 27 juillet 2023, donc probablement rédigé bien avant connaissant la lenteur de ces instances.
D'une part investir dans des batteries pour faire de l'autoconso avec revente du surplus en 2023 n'avait pas de sens économiquement: EDF OA te payait 13.39 euros/kWh le surplus (et jusqu'à 20-24c/kWh si revente totale!), quand les batteries pour particuliers étaient entre hors de prix et inexistantes.
D'autre part, le retour d'expérience sur l'autoconso avec revente du surplus était très faible et le nombre d'installations ayant un contrat de revente du surplus se comptaient sur les doigts de la main. Vu le delta de prix entre revente totale et rachat du surplus, la majorité des installations étaient en revente totale avec un compteur dédié à l'injection (jamais compris pourquoi la revente totale payait plus, d'ailleurs... c'est plus cher pour la collectivité car il faut créer deux points de livraison, plus cher pour le producteur car il faut un second abonnement, plus cher pour OA car ils se voient facturés plus de kWh. Peut-être parce que ca permet à ENEDIS de capturer le TURPE lorsque l'énergie fait 30cm sur son réseau, entre les deux compteurs?).
Aujourd'hui, le contrat d'autoconso avec revente du surplus est de 4c/kWh, autant dire très bas. Pour en bénéficier, il te faut débourser entre 7 et 9000 euros auprès d'un installateur RGE pour ~3kWc, quand tu as un bon deal.
Autant dire que si ton plan est d'installer une batterie, ce contrat n'a pas de sens. Il vaut mieux effectuer ton install hors cadre RGE et payer 2-3000 euros de moins (voire plus, ce qui est mon cas: je suis en train de me monter 4 panneaux sur le toit pour autoconso, je fais l'install moi même: 200 balles le panneau, 600 balles l'onduleur de seconde main, un peu de câble).
Le gouvernement a décidé de tuer les tranches basses d'OA et de réserver les subventions aux bâtiments tertiaires/agricoles qui peuvent faire plus de 50kWc, et ca a du sens: pour les particuliers, un kit solaire complet de 1kWc se trouve à 500-700 balles, c'est très accessible.
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Le retour des prix fortement négatifs :
En ce week-end de Pâques, alors que la consommation est évidemment très faible, mais avec le retour des jours logs, de l'ensoleillement, on voit que les courbes de pris spot publiées par RTE, que les prix sont redevenus fortement négatifs, vers -100 € à 14h, en particulier en Allemagne et Benelux, mais aussi en France. Paradoxalement, ce n'est pas le cas en Espagne/Portugal, qui sont en rouge sur la carte, non pas parce qu'ils ont des prix de gros élevés, mais parce qu'ils sont moins négatifs qu'ailleurs. Ils ont du prendre des mesures pour limiter la baisse des prix ?
C'est donc malgré les mesures aussi prises en France en 2025, de baisse rémunération des compléments de rémunération ou d'obligation d'achat des nouveaux contrats, d'effacement de production d'EnR (payés quand même), que les prix sont malgré tout très négatifs aussi en France.
Par contre, à 21h, quand le soleil est quand même disparu, on voit que les prix remontent toujours très sensiblement, à plus de 100 € le MWh (et le prix du gaz actuel ne doit pas aider). Il n'y a toujours pas assez de stockage...
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Ce dimanche 5 Avril a en fait vu une nouvelle crispation de RTE sur l'équilibre du réseau, selon La Tribune, l'éolien ayant redémarré trop vite à 18h15, quand les prix sont devenus de nouveau positifs. 3.5 GW de puissance aurait été injecté brutalement sur le réseau, menaçant l'équilibre production/consommation. Donc dans ce cas, ce n'est pas un effacement brutal qui est en cause, comme cela été arrivé le 1er Avril e l'an dernier, et en Octobre dernier, mais un accroissement trop brutal. Or, RTE avait déjà demandé aux producteurs d'énergie renouvelable de respecter des créneaux d'un quart d'heure, pour ne pas redémarrer ou s'effacer en même temps, et que le réseau ait le temps de s'adapter.
RTE voudrait dicter quand, à partir de 10 MW, ces producteurs peuvent arrêter d'injecter ou le faire à nouveau. Et il menace sinon de ne pas verser la prime de complément de rémunération.
Les producteurs ne sont évidemment pas très heureux d'une telle décision qui leur ferait perdre de l'argent.
Électricité : face au risque de déséquilibre, RTE veut encadrer la production du solaire et de l'éolien
Marine GODELIER - Publié le 07 avril 2026 à 16:00
Le nouveau dispositif prévoit de diviser les parcs en deux groupes : le premier devra s'arrêter cinq minutes avant le passage en prix négatif, le second cinq minutes après.
Afin de garantir la stabilité du réseau électrique face à l’essor des énergies renouvelables, RTE pousse un projet d'arrêté imposant un échelonnement strict des arrêts de production du solaire et de l’éolien lors des prix négatifs. Au grand dam de certains opérateurs, qui dénoncent une mesure précipitée.
C’est un phénomène qui inquiète RTE, le gestionnaire des lignes de transport d’électricité en France. Le dimanche 5 avril, à 18h15, presque 3 500 mégawatts d’éolien se sont brusquement reconnectés au réseau, soit l’équivalent de 3 réacteurs nucléaires. Et pour cause : quelques minutes plus tôt, les prix de gros de l’électricité étaient autour de zéro euro. Dès qu'ils ont augmenté, les opérateurs ont relancé leurs machines pour vendre des électrons.
Or, ces mouvements de « stop-and-go » risquent de déséquilibrer le système, redoute RTE. Dans un projet d’arrêté consulté par La Tribune, l’organisme prévoit d’encadrer plus strictement la production des énergies renouvelables. L’objectif : « éviter le scénario où tout le monde s’arrêterait ou redémarrerait en même temps », souligne Mathieu Pierzo, chargé de l’intégration des marchés chez RTE. Ce qui créerait des variations de puissance trop profondes pour être absorbées sereinement par le réseau.
Concrètement, tous les parcs de plus de 10 mégawatts bénéficiant du soutien de l’État, dits sous « compléments de rémunération », ne seraient dédommagés que s’ils se plient à un calendrier d’arrêt et de remise en marche dicté par RTE.
Des arrêts désordonnés et imprévisibles
Pour le comprendre, il faut se pencher sur la multiplication des prix négatifs en France. Lorsque la production éolienne et solaire est abondante, l’offre excède de plus en plus souvent la demande. Certaines centrales nucléaires ou thermiques préfèrent alors payer pour continuer de produire, plutôt que de subir les coûts élevés d'un redémarrage. Ils soumettent des enchères négatives, ce qui fait plonger le marché sous la barre du zéro.
Dans ces moments-là, les producteurs éoliens et solaires sous contrat avec l'État sont incités à s’arrêter pour ne pas perdre leurs subventions. Aujourd'hui, ces manœuvres sont gérées de manière autonome par des agrégateurs privés, qui pilotent les parcs pour le compte des exploitants. Seulement voilà : selon RTE, ces agrégateurs coupent souvent de manière désordonnée et imprévisible. Le gestionnaire est donc forcé d'intervenir en urgence pour absorber les déséquilibres.
Pour y remédier, le nouveau dispositif prévoit de diviser les parcs en deux groupes : le premier devra s'arrêter cinq minutes avant le passage en prix négatif, le second cinq minutes après. À défaut, ils ne toucheront aucune compensation financière.
« RTE réagit dans l'urgence »
Mais chez les professionnels du secteur, le texte suscite de vives tensions. « En imposant des fenêtres d'arrêt rigides, RTE distord notre métier. L’incitation naturelle est de s'arrêter à l’heure pile du passage en prix négatif, pas cinq minutes avant. Au final, on coupera massivement des parcs en avance pour être sûrs de pas louper le coche », s'alarme-t-on chez un agrégateur ayant requis l’anonymat.
Surtout, les acteurs de marché disposeraient de peu de temps pour s’adapter à ces nouvelles contraintes. Examiné en Conseil supérieur de l’énergie le 23 mars, le projet d’arrêté devrait être publié à la mi-avril pour une mise en œuvre au 1ᵉʳ mai. « Cela ne laisse quelques semaines pour s’y plier. C’est court », glisse un lobbyiste du secteur.
« Pour les agrégateurs qui gèrent des centaines de sites, il sera très difficile de le mettre en œuvre. Cela suppose des adaptations techniques et contractuelles qui ne se feront pas en deux jours. À minima il faudrait un délai supplémentaire », lâche-t-on à l’Afieg, une association de fournisseurs pro-marché.
« Le rythme de déploiement des renouvelables est connu depuis longtemps. Or, RTE réagit dans l’urgence et donc, comme toute réaction dans l’urgence, l’enjeu est la vitesse à laquelle les installations, les organisations et les systèmes d’information peuvent s’adapter. RTE transfère la complexité et les risques vers l’agrégateur. Cela crée évidemment une charge opérationnelle, contractuelle et IT difficile à évaluer », abonde-t-on en off chez un énergéticien, qui appelle à « revoir la copie ».
L'avis du régulateur non suivi
RTE, lui, assure qu’il n’y a « pas d'urgence », mais que les acteurs de marché sont capables de s’adapter dans les temps. « Pourquoi attendre, quand les paramètres sont mal ajustés et que la problématique est identifiée et discutée avec la filière depuis des mois ? », interroge Mathieu Pierzo.
Il n’empêche : en novembre dernier, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) n’était pas de cet avis. À l’époque, l’autorité indépendante jugeait « nécessaire de réaliser un retour d’expérience » sur les modalités d’échelonnement des parcs sous obligation d’achat (OA), plus anciens, avant de s’attaquer à ceux sous complément de rémunération. Et ce, afin de « vérifier » que les installations « ont bien la capacité de répondre aux signaux de manière optimale pour atteindre l’objectif visé », avec un premier bilan d’ici la fin de l’année 2026.
https://www.latribune.fr/article/entreprises-finance/3812843101390814/electricite-face-au-risque-de-desequilibre-rte-veut-encadrer-la-production-du-solaire-et-de-leolien
Voir la courbe de production de l'éolien ci-dessous selon RTE. On voit qu'avant 18h, il s'était largement effacé (mais sa production effacée est quand même payée en complément de rémunération).
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RTE pourra imposer à EDF de garder ses réacteurs en ligne pendant des périodes de prix négatifs, contre rémunération
RTE a demandé à la commission de régulation de l'énergie (CRE), de pouvoir imposer à EDF de garder ses réacteurs nucléaires en ligne, même en cas de prix négatifs, pour réguler la tension, contre rémunération, a révélé La Tribune dans un article hier. Les raisons évoquées rappellent le backout espagnol, où le nombre de réacteurs nucléaires en service, 3 sur 7, permettant de réguler la tension et la fréquence par l’inertie de leur turbine, avaient manqué. Et aussi les informations données par RTE disant que le 1er Avril 2025, 9 GW de production EnR avaient disparu brusquement, menaçant l'équilibre du réseau, et en Octobre dernier un événement similaire s'était produit.
La CRE a délibéré à ce sujet le 26 Mars, et a publié son avis, positif, le 7 Avril dernier. RTE pourra imposer à EDF de garder ses réacteurs en ligne du 4 Avril dernier au 30 Octobre prochain.
Personnellement, je m'étonne un peu de cet avis, car les centrales nucléaires ont beaucoup plus de lourdeur à arrêter leur production que les centrales photovoltaïques, en particulier, et sont donc souvent prêtes à payer des prix négatifs pour ne pas arrêter leurs réacteurs. Contrairement aux centrales PV qui on le sait peuvent arrêter et reprendre pratiquement instantanément.
Donc je me demande, si après le rapport publié par EDF il y a quelques semaines, mais en partie caviardé, sur les conséquences négatives de la modulation des réacteurs nucléaires sur l'usure de certains équipements, le coût augmenté de leur maintenance, et donc la longévité des réacteurs, cette décision n'aurait pas pour raison de réduire cette modulation, et de compenser les pertes pour EDF de cette vente à prix négatifs sur le marché.
Il y a une formule publiée par la CRE pour calculer le montant de la compensation financière, mais je n'ai pas vu d'estimation du coût total, pour RTE, et donc les finances publiques, sur une année de mise en oeuvre. De plus, le maintien en production des réacteurs nucléaires pendant ces périodes de prix négatifs pourrait il me semble augmenter l'amplitude des prix négatifs. Et comme d''un autre côté, on donne un complément de rémunération au solaire et à l'éolien lorsque les prix sont inférieurs à un tarif garanti, je me demande si cela ne va pas amplifier les coûts au total pour l’État.
La délibération de la CRE a été publiée ici :
https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Deliberations/2026/260327_2026-67_Approbation_Accord_Injection_THT.pdf
Le passage le plus intéressant est l'explication du contexte :
Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 27 mars 2026 relative à l’approbation d’un accord portant sur l’imposition de puissance à l’injection pour la gestion des contraintes de tension haute, conclu entre RTE et EDF
...
2. Contexte de la saisine de RTE
Les études d’exploitation menées par RTE en prévision du printemps-été 2026 mettent en évidence des contraintes accrues concernant la gestion de la tension sur l’ensemble du réseau électrique national de transport. Ces contraintes s’inscrivent dans un contexte identifié par RTE d’augmentation des phénomènes de tension haute.
Dans ce contexte, il est nécessaire que RTE puisse disposer de moyens de réglage de la tension suffisants afin de garantir l’exploitation du réseau. Les centrales de production raccordées au réseau public de transport mettent à disposition du GRT les capacités de réglage de la tension conformément aux dispositions de l’article L. 321-11 du code de l’énergie lorsque celles-ci sont couplées au réseau.
L’historique récent montre que les phénomènes de prix de marché bas sont de plus en plus fréquents en particulier au printemps et à l’été sur certains week-ends, voire certaines semaines selon les conditions météorologiques et le contexte affectant le niveau de la demande. EDF pourrait donc être amené à arrêter certains de ses groupes nucléaires pour des raisons économiques sur des périodes de prix de marché bas au cours de la période printemps-été 2026. Ces arrêts induiraient une réduction des moyens de réglage de tension à disposition de RTE dans une période identifiée comme critique.
RTE pourra donc être ainsi amené à conclure des accords en amont du J-1 avec EDF afin de maintenir certains groupes nucléaires en fonctionnement pour gérer la tension. RTE et EDF ont souhaité mettre en place un accord d’imposition de puissance à l’injection pour la gestion des contraintes de tension haute (ci-après l’« Accord ») afin notamment de :
• permettre à RTE de mieux anticiper les conditions d’exploitation des centrales nucléaires d’EDF, d’identifier les centrales nucléaires les moins chères en échangeant avec EDF plus en amont et améliorer la gestion des impositions en amont du J-1 en facilitant la coordination entre les parties ;
• définir les conditions de la contrepartie financière et de partage du risque pour RTE et EDF en ayant une formule de prix connue ex ante. A la suite d’échanges avec les services de la CRE, RTE a soumis à la CRE, le 26 mars 2026, pour approbation, l’Accord au titre des articles L. 111-17 et L. 111-18 du code de l’énergie.
...
L'article de La Tribune à ce sujet :
EDF sera bientôt payé pour faire tourner ses centrales nucléaires à perte
Marine GODELIER - Publié le 09 avril 2026 à 18:08 - Mis à jour le 09 avril 2026 à 18:09
Le responsable de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité en France, RTE, va imposer aux centrales nucléaires d’EDF de fonctionner même lors des périodes de surproduction. L’objectif : utiliser ces machines pour stabiliser la tension du réseau, ce que font mal les énergies renouvelables. En échange d’une compensation financière.
Un an après le traumatisme du black-out espagnol, le gestionnaire des lignes à haute tension en France, RTE, s’organise pour que le réseau ne lui échappe pas. Et s’apprête à imposer au parc nucléaire d’EDF de fonctionner même lorsqu’il vend à perte… non pas pour produire de l’électricité, mais pour maintenir la tension au bon niveau.
En effet, dans une délibération publiée mardi, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a donné son feu vert à un nouveau modèle d’accord entre RTE et EDF. L’objectif : forcer le maintien en fonctionnement de certains réacteurs nucléaires, même lorsque les prix de marché sont négatifs et que l’électricien aurait tout intérêt à les déconnecter, en échange d’une compensation financière.
Plus de renouvelables, moins de machines synchrones
Et pour cause, au-delà de la production d’électrons, ces centrales rendent un « service » au système. Concrètement, le réseau de transport (THT) doit rester calé sur une certaine tension, c’est-à-dire la force qui met les électrons en mouvement et permet leur circulation dans les lignes électriques. Pour fonctionner sans encombre, elle ne doit pas dépasser les 400 000 volts environ, au risque d’endommager les composants connectés voire, dans le pire des cas, d’entraîner des déconnexions en cascade.
Historiquement, les alternateurs des centrales thermiques, hydrauliques et nucléaires assuraient ce réglage. En modulant l’aimantation de leur rotor (ce qu’on appelle « l’excitation »), ces machines tournantes sont capables de réguler le voltage localement, afin de garantir une stabilité à l’échelle globale.
https://www.latribune.fr/article/entreprises-finance/1120757566595814/electricite-edf-sera-bientot-paye-pour-faire-tourner-ses-centrales-nucleaires-a-perte
Cette décision a aussi donné lieu à un article de Bloomberg :
https://www.bloomberg.com/news/articles/2026-04-10/edf-will-be-paid-to-run-reactors-at-a-loss-to-keep-grid-stable
Avec un graphique montrant le peu de capacité de stockage sur batterie par rapport à l'augmentation de la production solaire (déjà vu plus haut).
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Salut,
visiblement la CRE et les journaleux qui transcrivent ses écrits devraient essayer de comprendre le rôle de la puissance réactive, car sa stabilisation est la clé et pas forcément besoin de nucléaire pour ça:
https://reseaux.photovoltaique.info/fr/integrer-les-enr-aux-reseaux/enjeux-techniques-du-raccordement-des-producteurs/absorption-de-reactif/gestion-de-la-puissance-reactive-par-les-onduleurs/.
Bon, après, c'est sûr qu'en déconnectant les générateurs onduleurs ou alternateurs, ça ne simplifie pas le problème.
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La CRE devrait "essayer de comprendre le rôle de la puissance réactive". Tu es sérieux là ? Tu les penses incompétents ?
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Utiliser les centrales nucléaires comme compensateur synchrone ne me rajeunit pas...
https://en.wikipedia.org/wiki/Synchronous_condenser
Et dire que l'électronique de puissance pourrait le faire et que personne ne le règle pour!
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La CRE devrait "essayer de comprendre le rôle de la puissance réactive". Tu es sérieux là ? Tu les penses incompétents ?
Sur le plan financier, ils sont référence visiblement, mais sur le plan technique, ils ont de la marge à compenser, au moins dans leur communication.
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Et dire que l'électronique de puissance pourrait le faire et que personne ne le règle pour!
+1000, voire même qu'on leur interdit de le faire sur les installations chez les particuliers.
Pour en revenir à la décision de la CRE, pour faire du réactif et de la stabilisation de tension, on peut ne garder que la génératrice couplée au réseau en mettant le réacteur à l'arrêt. La question se pose de savoir si le contrôle commande des centrales peut le faire, mais c'est fait avec les génératrices hydrauliques depuis des années (réglage de fréquence modeste par inertie mécanique et réglage de la tension en jouant sur la tension d'excitation).
Dans tous les cas, aujourd'hui le cas ne se présente pas : même pendant les épisodes de prix négatifs les plus intenses et de consommation la plus faible, peu de réacteurs nucléaires sont découplés du réseau car en butée basse. Leur puissance peut descendre jusqu'à 20% pour certains, et il me semble qu'ils les gardent couplés car un cycle d'arrêt/redémarrage s'étend sur plusieurs jours. Ils préfèrent donc réduire la puissance injectée et payer le prix négatif au MWh.
Maintenant, si le but est "simplement" d'encaisser la transitoire qui se produit lorsque les prix passent négatifs et qu'une grande quantité des producteurs ENR se découplent, on peut aussi commencer par changer les règles du marché pour éviter que tout le monde le fasse sur la même tranche de ~2 min, développer les capacités de régulation de tension sans production dans le réseau (statcom et autres), développer la flexibilité de la demande, inciter le développement du stockage, accélérer l'électrification des usages... tant de choses dont certaines seraient moins coûteuses à mettre en place selon moi que de forcer puis compenser EDF à injecter des GWh lorsque cela n'est pas nécessaire.
J'ai du mal à trouver le besoin réel technique en Mvar non fourni lors des épisodes de prix négatif, mais si RTE en a identifié un, je leur fait confiance niveau technique pour qu'ils sachent de quoi ils parlent. Si quelqu'un a une source, je suis preneur.
Ceci dit, quelque chose me dit que ce n'est que de la gestion du risque: une procédure d'ultime secours pour que RTE ait les outils nécessaires pour s'éviter des incidents d'exploitation dans quelques années si
1) le déploiement solaire continue à son rythme actuel (probable)
2) la réforme du marché de l'électricité n'avance pas assez pour résoudre le problème des découplages synchrones lors du passage des prix SPOT en dessous de 0 (probable également),
3) les capacités de stockage/flexibilité ne deviennent pas suffisantes,
4) le grid code ne suit pas pour s'adapter aux besoins d'un système plus dynamique.
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Il me semble que j'avais déjà posé la question ici, mais je ne me souviens plus de la réponse, si il y en a eu une:
Quelle est la part d'électricité négociée à prix spot et celle négociée via les contrats à long terme ?
Je suppose qu'elle est variable et logiquement suit la courbe des prix: Plus les besoins spot augmentent plus les prix montent et inversement.
Le but à atteindre serait donc de négocier un maximum de contrats à terme, sachant qu'ils peuvent être à volume variable suivant les heures et les périodes de l'année et réduire ainsi les volumes spot vers zéro, qu'ils soient l'exception et non la règle.
Il me semble que le rôle de la CRE devrait aller dans ce sens. Ceci impose donc aussi le stockage des renouvelables, pourquoi pas au niveau européen, soit donc une CRE européenne si on doit interconnecter encore plus les réseaux, ce qui est un gage de sécurité, notamment d'est en ouest, afin de couvrir mieux les pointes de 7h et 20h ici, et ailleurs probablement.
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Sur le plan financier, ils sont référence visiblement, mais sur le plan technique, ils ont de la marge à compenser, au moins dans leur communication.
Pour rappel, c'est à la demande de RTE, qui lui est compétent sur ces sujets. En Espagne aussi, après le blackout, ils ont maintenu longtemps un maximum de réacteurs nucléaires en ligne, et aussi de centrales à gaz (ce qui leur a coûté plus d'un milliard d'euros supplémentaires), pour assurer la stabilité du réseau.
Là, en ce moment, il y a moins de puissance en ligne, aux environs de 65% de la capacité nucléaire, je suppose parce que au moins un réacteur est en maintenance.
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Et dire que l'électronique de puissance pourrait le faire et que personne ne le règle pour!
Si c'est si simple, pourquoi ce n'est pas fait ? Une question de coût peut être ?
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Quelle est la part d'électricité négociée à prix spot et celle négociée via les contrats à long terme ?
De mémoire SPOT c'est moins de 10% en volume, c'est de l'ajustement.
Je suppose qu'elle est variable et logiquement suit la courbe des prix: Plus les besoins spot augmentent plus les prix montent et inversement.
Certes, il y a le merit order (les centrales sont appelées dans l’ordre croissant de leur coût annoncé de production), mais pas uniquement. Le besoin (volume) peut être relativement faible mais, s'il ne peut être satisfait que par du fossile, les coûts suivent le prix des combustibles fossiles. C'est ce qui se passe actuellement : la conso d'électricité est faible et prévisible, le solaire produit bien, les prix SPOT sont négatifs en journée et très chers le matin et le soir.
SPOT étant un marché d'ajustement, les opérations sont contractualisés la veille pour le lendemain par les fournisseurs d'énergie dans le but d'avoir un équilibre aussi bon que possible entre ce qui "rentre" (capacités achetées ou produites) et "sort" (capacités vendues aux clients ou sur les marchés) de leur périmètre. Vu que ces flux ne sont que financiers et ne reflètent pas la physique, RTE est garant de l'équilibre in fine, et dispose de réserves, flexibilités et autres mécanismes d'action pour stabiliser le réseau. Il calcule à posteriori la déviation d'équilibre de chaque acteur et lui refacture le coût proportionnel de l'appel et du maintient de ces réserves.
Vu que ces marchés ont un coût au MWh bien plus élevé que celui du marché SPOT, l'opérateur a tout intérêt à ajuster l'équilibre de son périmètre tant qu'il le peut avec des blocs SPOT, avant que RTE ne le fasse en temps réel et le lui refacture après coup.
Le but à atteindre serait donc de négocier un maximum de contrats à terme, sachant qu'ils peuvent être à volume variable suivant les heures et les périodes de l'année et réduire ainsi les volumes spot vers zéro, qu'ils soient l'exception et non la règle.
C'est déjà ce qui est fait, mais d'une part les PPE (contrats à terme) sont à la grosse maille (mois/années voire parfois dizaines d'années, TWh) et l'équilibrage est facturé au pas du quart d'heure, sur des volumes finalement beaucoup plus faibles, d'autre part prévoir la production ne suffit pas : la consommation fluctue et est, par exemple, extrêmement thermosensible. Les meilleurs modèles météo n'étant que très rarement précis au dela de quelques jours, la consommation va fluctuer, il y aura des écarts sur les volumes achetés en avance, et il faudra ajuster.
Il me semble que le rôle de la CRE devrait aller dans ce sens. Ceci impose donc aussi le stockage des renouvelables, pourquoi pas au niveau européen, soit donc une CRE européenne si on doit interconnecter encore plus les réseaux, ce qui est un gage de sécurité, notamment d'est en ouest, afin de couvrir mieux les pointes de 7h et 20h ici, et ailleurs probablement.
Les intercos se développent (3GW France/Espagne/Portugal en construction pour mise en service en 2028, 750MW en construction avec l'Irlande, etc.) mais peut-être pas assez rapidement. On a par contre une grosse capacité (~20GW de mémoire) d'interco vers l'Est, dont on utilise une grosse partie chaque jour (souvent aux alentours des 10-15GW).
Le stockage pourrait en effet être réalisé au niveau des centrales PV/éoliennes comme c'est le cas dans les DOM (voir les appels d'offre de la CRE). Sur la plaque européenne, on se dirige plutôt vers des grosses batteries indépendantes, valorisées sur les marchés de régulation de fréquence et d'ajustement autres que SPOT. On est en retard en France, mais ca se développe petit à petit. En Espagne, les capacités sont bien plus nombreuses.
Si c'est si simple, pourquoi ce n'est pas fait ? Une question de coût peut être ?
Plutôt de l'inertie selon moi : quand les grid codes pour les centrales ENR ont été mis en place, les opérateurs de transport et de distribution considéraient les volumes comme anecdotiques. Il n'y avait donc pas besoin de les faire participer à l'effort de régulation de tension (voire même ils ne voulaient pas, la production étant centralisée et le réseau uniquement étudié pour des flux d'énergie venant du transport vers la distribution).
Ce n'est plus le cas aujourd'hui, et localement, avec les problèmes de congestion notamment, il est important que ces exigences soient revues.
Le scénario espagnol qui a conduit au black out est un modèle ici : injection des sources ENR à cos phi fixe sans participation à la régulation de tension (car pas exigé par le grid code), découplage en masse de producteurs lors du passage des prix SPOT en négatifs. Comme on supprime énormément de courant réactif d'un coup, la tension dérive, les seuls générateurs chargés de faire de la régulation de tension sont en butée de capacité réactive, les protections du réseau de transport déclenchent en cascade et tout le monde est dans le noir.
Ce scénario est hautement improbable chez nous pour énormément de raisons, mais je pense que RTE a demandé à la CRE cet ajustement pour avoir les outils nécessaires au cas où. Il est clair qu'il faut que les centrales ENR de plus petite taille (>2MW ou quelque chose comme cela) participent à l'effort de régulation de tension, y compris celles connectées à ENEDIS. Aujourd'hui, seule celles connectées en HTB (RTE, >12MW) doivent le faire.
L'argument du coût, par contre, ne tient pas. Même les petits onduleurs solaires SMA de 3kWc de 2005/2010 sur lesquels j'ai pu intervenir savent faire de la régulation de tension, indépendamment de si ils produisent de la puissance active ou pas (donc même la nuit!). C'est une case à cocher, il faut exiger qu'elle le soit.
Je veux bien que pour une centrale plus grosse ce soit un peu plus complexe, mais d'un, il y a déjà un système de contrôle commande permettant de piloter les onduleurs et de la mesure au point d'interconnexion, et deux, la mise en place d'une boucle de régulation sur la tension au point d'injection ne représente rien par rapport au coût de la centrale (c'est que du soft, le matériel est déjà la, et la boucle fait moins de 100 lignes de code).
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Si c'est si simple, pourquoi ce n'est pas fait ? Une question de coût peut être ?
La réponse de Simon est argumentée bien mieux que la mienne : On vit dans un monde de débilos...
Ça se vérifie à peu près dans tous les domaines.
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Donc si le marché spot c'est de l'ordre de 10%, ce n'est donc pas lui qui représente le vrai prix de l'énergie vendue.
Le problème pour les observateurs extérieurs, c'est que les prix négociés à long terme ne sont pas publics, il y a du secret des affaires, je suppose, et se retrouvent souvent en concurrence avec d'autres énergies dans des négociations où il n'y a guère de place pour autre chose que le profit immédiat VS investissements.
Bref, je pense que la CRE connait tous ces éléments, mais le prix spot n'est pas le principal critère pour gérer la production, ça reste l'état de la consommation, vu que quasi personne ne vend au prix spot.
Après, il y a certainement des ajustements car personne ne consomme exactement ce qu'il a commandé et que le fournisseur prévoit certainement une marge de manœuvre de son côté, bien que le surbooking soit possible aussi.
Au delà, on ne peut pas produire une électricité qui n'est pas consommée ou stockée, les compensations se font donc par rapport à la différence entre ce qui est commandé et ce qui est consommé. A voir si la commande est réglée à l'avance ou pas ou partiellement, pour moi la facturation devrait se faire à la commande sur ces contrats, au moins partiellement.
Si le paiement est à la commande, la compensation n'a pas lieu d'être.
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Donc si le marché spot c'est de l'ordre de 10%, ce n'est donc pas lui qui représente le vrai prix de l'énergie vendue.
Non, la structure de prix est bien plus complexe que cela en effet, mais il ne faut pas perdre de vue que quasiment tous les acteurs achètent sur SPOT (ou vendent, parfois à prix négatif, c'est à dire *payent* pour que quelqu'un leur prenne leur excédent d'énergie). Et les volumes échangés par SPOT peuvent avoir un impact non négligeable sur le prix du MWh livré car c'est un marché très volatile (environ 150 euros/MWh ou plus aux pointes du matin et du soir, -25-50 euros du MWh aux alentours de 12-14h à la pointe solaire).
Donc un distributeur d'énergie (en réalité, un acteur responsable d'équilibre, mais on va faire simple) ayant majoritairement des sources intermittentes (ENR) ou majoritairement des sources avec des rampes très lentes (nucléaire) risque de voir sa part de SPOT, aussi bien en volume que financièrement, compter pour beaucoup dans le prix du MWh.
À l'inverse, un producteur ayant un mix de moyens de production ENR et dispatchables aura moins besoin de recourir à SPOT pour son approvisionnement ou pour vendre son excédent, potentiellement à prix négatif.
On peut comprendre pourquoi EDF s'est battu bec et ongles pour conserver ses concessions hydrauliques il y a quelques années (partiellement avec succès) : la flexibilité et la dynamique rapide de l'hydraulique, dispatchable, permet de compenser la dynamique lente du nucléaire et de réduire les besoins d'ajustement.
Bref, je pense que la CRE connait tous ces éléments, mais le prix spot n'est pas le principal critère pour gérer la production, ça reste l'état de la consommation, vu que quasi personne ne vend au prix spot.
Après, il y a certainement des ajustements car personne ne consomme exactement ce qu'il a commandé et que le fournisseur prévoit certainement une marge de manœuvre de son côté, bien que le surbooking soit possible aussi.
Je vais placer un billet sur le fait que la CRE a plus de visibilité dans les contrats de fourniture que toi et moi :-)
SPOT, c'est une bourse d'ajustement en J-1 avec des acteurs externes. Évidemment, pour un acteur qui possède des centrales modulables et dispatchables, le besoin en SPOT est réduit... quoi qu'encore, car ENEDIS n'informe pas l'acteur en temps réel de la consommation de ses clients (J+1 au mieux, souvent plusieurs jours après), donc ledit acteur ne peut jamais atteindre l'équilibre parfait.
De plus, pour peu qu'il ajuste à la hausse avec des centrales au gaz, il lui faut payer le gaz (~200 euros/MWh en ce moment). Si il peut acheter des volumes sur SPOT à moins cher (voir à prix négatifs, donc se faire du beurre en achetant des volumes SPOT), il aurait bien tort de ne pas le faire.
Et enfin, après tout cela, il y a l'ajustement en temps réel avec les marchés de réserve (pas SPOT, donc), facturés à posteriori par RTE.
A voir si la commande est réglée à l'avance ou pas ou partiellement, pour moi la facturation devrait se faire à la commande sur ces contrats, au moins partiellement.
Si le paiement est à la commande, la compensation n'a pas lieu d'être.
Vu que les volumes d'ajustement (après SPOT) peuvent être conséquents et sortir à des coûts très variables, surtout si ils sont réalisés au gaz/fioul, c'est difficile à pricer en amont, et certainement pas possible des mois ou années en avance. C'est pour cela que les marchés d'ajustement existent.
Je suppose qu'on pourrait forcer tous les producteurs à contribuer d'avance dans un fonds de compensation pour chaque MWh injecté, et qu'on pourrait lui rendre le trop payé à la fin de la période.
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La réponse de Simon est argumentée bien mieux que la mienne : On vit dans un monde de débilos...
C'est pas forcément aussi simple et je sais que tu dis un peu ca pour plaisanter, mais il y a du vrai dans ta réponse: le nombre d'installateurs PV qui doivent savoir configurer un onduleur au delà de régler "la norme VDE" (ce n'est plus celle là qu'il faut configurer depuis début 2026, d'ailleurs) est... hmmm. voila :-)
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Mon installateur solaire m'avait dit : "Si vous avez des questions, n'hésitez pas".
Je n'ai pas hésité et il a craqué : Il m'a filé toutes les docs qu'il avait et il a réinitialisé le mot de passe installateur en me disant que j'en savais déjà plus que lui.
Amateur contre Professionnel : Le combats est par trop inégal! ;-)
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Ce scénario est hautement improbable chez nous pour énormément de raisons, mais je pense que RTE a demandé à la CRE cet ajustement pour avoir les outils nécessaires au cas où.
Au cas où, mais aussi je pense, comme j'ai déjà dit, pour d'autres raisons, plus financières. Les périodes de prix négatifs ont aussi un coût pour EDF, et ses centrales. Contrairement aux EnR, qui ont des contrats de "complément de rémunération" (ou même d'obligation d'achat), et qui sont payés même quand ils ne produisent pas, lorsque les prix du marché sont inférieurs au prix qu'on leur a garanti, pour EDF, nucléaire, hydraulique, gaz éventuellement, ce n'est pas le cas. Quand les prix sont négatifs, et qu'il est quand même obligé de produire (simplement déjà parce que cela coûterait trop cher d'arrêter et redémarrer ses centrales, c'est une perte sèche pour lui. Qui diminue donc ses revenus, et ses capacités financières futures à financer de nouveaux réacteurs (le seul avantage qu'ils ont, c'est la possibilité d'emprunter à taux bas avec la garantie de l’État, comme c'était déjà le cas dans les années 70, et semble-t-il dernièrement la possibilité d'emprunter sur les livets A).
Donc je vois cette décision de pouvoir demander aux réacteurs nucléaires de rester en ligne, même si ce n'est pas une nécessité absolue (mais une garantie quand même), de pouvoir en quelque sorte dédommager EDF des prix négatifs engendrés par les Enr, et surtout le photovoltaïque. Il sera ensuite facile pour RTE de dire qu'il a demandé à EDF de garder en ligne ses réacteurs, même s'il l'aurait fait de toute façon, pour ouvrir le droit à une rémunération. Et de demander aussi aux EnR, en particulier PV, de s'effacer davantage, pour éviter une trop forte modulation du nucléaire, et donc des problèmes d'usure, de coût de maintenance et de longévité des réacteurs.
Sans que cette aide puisse être interdite par la commission européenne comme une subvention qui fausserait le marché.
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Il est clair que les coûts fixes d'un réacteur nucléaire sont tels qu'ils ne sont rentables économiquement qu'au dessus de 70% (peu ou prou) de facteur de charge. C'est une des raisons pour laquelle EDF est très inquiet de la susceptibilité de ses installations à la hausse des températures des cours d'eau: s'il fallait, dans le futur, régulièrement réduire la puissance des réacteurs, le département finance s'arracherait les cheveux.
Subventionner les installations nucléaires existantes pour qu'elles soient compétitives face au gaz/fioul dans un but de réduction des émissions de gaz à effet de serre a du sens, selon moi. Par contre, si on le fait, il faut accepter une modulation assez forte (qui, d'après EDF lui-même, n’entraîne aucun risque de sécurité). C'est peut-être ce que la CRE cherche à faire, en effet.
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Subventionner les installations nucléaires existantes pour qu'elles soient compétitives face au gaz/fioul ...
Je crois que ce n'est pas du tout le problème, c'est plutôt qu'à cause de la production massive par le solaire entre 10h et 16h, il y a surproduction à ces heures au printemps et en été, qui entraine des prix négatifs, faisant perdre de l'argent à EDF, qui ne peut même pas exporter en Europe, puisque le phénomène est général en Europe. Et qui l'oblige aussi à s'effacer et à à moduler fortement à la baisse sa production pour laisser sa place au solaire. Cette rémunération pour rester en ligne est donc plus une compensation pour limiter ces pertes. A ces moments là, le fioul et le gaz ne sont pas utilisés...
Les prix garantis au solaire et à l'éolien sont supérieurs aux coûts de production du nucléaire. Les prix pour couvrir les charges du nucléaire ont été estimés à environ 67 €/MWh pour le nucléaire par la CRE si je me souviens bien, les prix garantis pour le solaire et l'éolien sont souvent entre 120 et 180 €/MWh.
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Oui, je me suis mal exprimé, je recommence : le choix purement économique dans un scénario de développement massif du solaire et du stockage serait probablement de de fermer un grand nombre de réacteurs nucléaires, en laissant au gaz/fioul le rôle de "remplir" les trous. Selon moi, la dynamique trop lente du nucléaire et son coût d'exploitation élevé le rendent peu adapté à un couplage avec du solaire massif, car il a besoin de fonctionner à fort taux de charge pour être rentable économiquement.
Ce choix serait désastreux aussi bien pour l'environnement que pour notre indépendance énergétique. Une subvention du nucléaire existant me semble donc appropriée pour éviter des fermetures de réacteurs, qui conduiraient inévitablement à une solicitation de gaz/fioul beaucoup plus importante.
Je mettrais par contre un bémol sur ce prix de 67 euros/MWh nucléaire: d'une part, cela n'est probablement valide que pour le parc existant, dont les emprunts ont été entièrement remboursés. D'autre part, Luc Rémont (ancient PDG d'EDF) annonçait un besoin de 100 euros/MWh minimum pour financer le grand carénage et assurer le remplacement d'une partie de la flotte vieillissante.
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Je crois que ce n'est pas du tout le problème, c'est plutôt qu'à cause de la production massive par le solaire entre 10h et 16h, il y a surproduction à ces heures au printemps et en été, qui entraine des prix négatifs, faisant perdre de l'argent à EDF, qui ne peut même pas exporter en Europe, puisque le phénomène est général en Europe.
Encore une fois, ce sont juste les prix spot qui sont négatifs à un moment, donc ça n'est pas toute la production qui est vendue à perte, puisque la plus grosse partie est sous contrat long. Si des baisses de production sont nécessaires, c'est juste parce qu'il y a surproduction, pas parce que les prix sont trop bas, bien que c'est vrai, c'est la surproduction européenne générale qui fait baisser le prix de la production marginale en spot, mais l'éolien quand il est là et l'hydraulique sont les premiers à réguler la production, comme le cos phi de déphasage courant/tension.
Comme dit par Simon, la rentabilité des centrales qui sont amorties est bonne, mais les pour EPR à venir, il est beaucoup moins certain produire à un prix compétitif par rapport aux renouvelables.
D'ailleurs, je vois qu'aujourd'hui on a produit beaucoup au gaz en complément du solaire, au lieu de relancer du nucléaire, ce qui n'est pas dans les habitudes, en même temps les prix spot français étaient éloignés des prix espagnols, alors que d'habitude, ils sont plus proches.
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Il y a une chose de surprenant cette année, c'est que, comme aujourd'hui, l'Espagne et la Portugal limitent les prix négatifs autour de 0, alors que les autres pays européens sont souvent bien plus négatifs. Voir ci-dessous où au pic des prix négatifs aujourd'hui, en semaine, à 13h45, la France était à -56€, l'Allemagne et le Bénélux pareil, la Suisse apparait en rouge sur la carte, non pas parce qu'elle avait des prix élevés, mais parce qu'elle avait des prix moins négatifs que les autres, à -35 €/kWh. Seule la Grande Bretagne continuait à avoir des prix spot plus élevés, à 71 €/kWh
Pendant ce temps, l'Espagne et le Portugal étaient donc aux environs de 0, malgré une forte production de solaire, voir en dessous. On voit sur le dernier diagramme, sur l'évolution de la production selon les sources le long de la journée, que la production d'électricité nucléaire et au gaz a été constant, sans doute pour assurer la stabilité de la tension et de la fréquence.
Pendant cette journée, l'Espagne a remonté de l'eau dans ses barrages, et a exporté 10% de sa production au Portugal. Évidemment, ils n'ont pas exporté en France, où les prix étaient moins élevés.
Mais comment font-ils pour ne pas avoir de prix spot plus négatifs, alors qu'ils ont une position géographique nettement plus avantageuse pour la production solaire en particulier, que les autres pays européens ?
Ce n'est pas qu'aujourd'hui, je l'ai constaté depuis plusieurs semaines.
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Encore une fois, ce sont juste les prix spot qui sont négatifs à un moment, donc ça n'est pas toute la production qui est vendue à perte, puisque la plus grosse partie est sous contrat long.
Je crois qu'il a été dit sur le forum que la part des contrats longs était de 90% de la production. Aujourd'hui, je suis tombé sur un article de RTE sur les prix négatifs, où cette part est précisée, c'est plus 75%. Et bien sûr, c'est une moyenne sur l'année et les heures de la journée, et il serait étonnant que 75% de la production au printemps, entre midi et 16h, où le solaire produit le plus, et les prix sont négatifs, soit achetée sur des contrats longs. Par contre, je veux bien croire, pour limiter les coûts, qu'aux heures de pointe, vers 7h le matin, et 20h le soir, notamment en hiver, plus de 90% de la production soit achetée sur des contrats longs.
Le marché spot, bien que très volatil, ne représente qu’environ 25 % des volumes échangés, la majorité des transactions étant contractualisée à l’avance et donc non soumises aux prix spot négatifs.
https://www.rte-france.com/bases-electricite/consommation-electricite/prix-negatifs-electricite
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Concernant cet article sur le site de RTE, il date du 17 Mars dernier, et reprend les causes de ces prix négatifs, avec quelques précisions, notamment sur la durée nécessaire à arrêter un centrale solaire, ~1mn, et une centrale éolienne, ~2-3 mn, vs l'inertie des centrales nucléaires et gaz/fuel. :
Prix négatifs de l’électricité : de quoi s’agit-il ?
17/03/2026
...
Pourquoi produire à perte ?
Lorsque la production dépasse la consommation et que ce surplus ne trouve preneur ni en France ni à l’étranger, le prix spot du mégawattheure (MWh) peut alors devenir négatif. Autrement dit, ce sont les producteurs - et non pas les consommateurs - qui payent pour injecter leur électricité dans le réseau.
Ce phénomène s’explique notamment parce qu’à grande échelle l’électricité se stocke difficilement.
Arrêter une centrale coûte souvent plus cher que de continuer à produire, surtout pour le nucléaire ou les centrales qui fonctionnent au charbon ou au gaz, dont les arrêts et redémarrages sont complexes. Ainsi, plutôt que d’arrêter leurs installations, certains producteurs préfèrent payer pour écouler leur production.
Les énergies renouvelables quant à elles sont davantage flexibles : arrêter un parc photovoltaïque prend une minute, une éolienne, deux ou trois. Stopper leur production pour un certain temps devient alors plus intéressant financièrement que continuer à injecter de l’électricité.
Un phénomène en hausse
Les épisodes de prix négatifs sont aujourd’hui de plus en plus fréquents, en raison de l’essor de la production d’énergie décarbonée en France, combiné à une consommation électrique stable et relativement faible.
Ils apparaissent surtout :
au printemps et en journée, lorsque la production renouvelable est importante grâce à un ensoleillement et à un vent abondants ;
la nuit ou le week-end, lorsque la production est supérieure à la consommation.
En 2024, la France a enregistré 361 heures de prix spot négatifs, contre 147 heures en 2023. Le phénomène est en hausse, mais ne représente que 4 % des 365 jours que compte une année.
La flexibilité, un levier essentiel pour prévenir les prix négatifs
Les épisodes de prix négatif illustrent la nécessité de renforcer la flexibilité du système électrique. Ils s’accompagnent de variations de productions très rapides, souvent difficiles à anticiper. Cette dynamique impose un défi permanent à la gestion du réseau électrique, qui doit maintenir en continu un équilibre entre l’offre et la demande.
Il apparait ainsi primordial d’adapter nos habitudes de consommation afin d’utiliser l’électricité aux heures où elle est surabondante et donc moins chère à produire.
...
On peut rajouter qu'en 2025, ce nombre d'heures à prix négatif a encore augmenté, à 513 heures, comme indiqué dans le rapport sur l'année 2025 de RTE. Le volume de modulation (c'est à dire d'effacement de production), du solaire et l'éolien, a lui aussi augmenté, mais lui était déjà subventionné.
Ce dernier rapport ajoute que si le nombre d'heures à prix négatifs a augmenté, celui des heures avec des prix > à 100 €/MWh a lui aussi fortement augmenté ! (d'où pas de baisse de prix constaté par le grand public, et même des prix en Europe parmi les plus élevés du Monde).
Cette déformation se reflète dans le nombre d’heures à prix négatif (513 en 2025 contre 352 en 2024) mais également dans le nombre d’heures à prix élevé : 1 807 heures ont atteint ou dépassé le niveau de 100 €/MWh en 2025 contre 1 382 en 2024.
https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-2025/synthese
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Dans ce contexte, pour limiter le coût pour l’État des subventions aux renouvelables, notamment le solaire, un projet de texte a été transmis par l'Etat au Conseil Supérieur de l’Énergie, prévoyant de baisser encore les tarifs de rachat OA EDF (Obligations d'Achat) des installations de 0 à 9 kWc à 1.1 ct le kWh, et même rien si les prix spot sont négatifs. En favorisant donc l'autoconsommation.
Les tarifs de rachat étaient encore de 12.6 ct/kWh en 2024, et avaient déjà été divisés par 3 en 2025, à 4 ct d'€ le kWh, et donc probablement 1.1 ct d'€ prochainement.
Mais il reste tout le "stock", les contrats sont de 20 ans, où les tarifs de rachat étaient à 12.6 ct d'€ le kWh...
Voir le site Révolution Énergétique :
Un centime le kilowattheure : bientôt, l'électricité de votre centrale solaire ne vaudra plus rien
Par Kevin CHAMPEAUPublié le 16 avril 2026
Si vous comptiez installer des panneaux solaires pour vendre votre production, sachez c’est plus que jamais un mauvais plan. Comme l’année dernière à la même période, le gouvernement envisage de réduire drastiquement le soutien aux petites centrales solaires, impactant directement les particuliers.
Ça bouge encore, du côté des aides de l’État concernant les petites installations solaires. Quelques semaines après que Roland Lescure et Maud Brégeon aient évoqué une modification du guichet ouvert pour les installations de moins de 100 kilowatts-crête (kWc), un texte vient d’être présenté au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Celui-ci prévoierait une énième baisse du tarif d’achat par EDF OA du surplus de production des petites installations solaires.
Actuellement, ce tarif est fixé à 0,04 €/kWh pour les installations comprises entre 0 et 9 kWc, et 0,047 €/kWh pour le segment 9 kWc – 100 kWc. Selon le texte en question, il pourrait tomber à 0,011 €/kWh pour toutes les installations de moins de 100 kWc, à condition que les prix de marché soient positifs. Rappelons qu’avant le 27 mars 2025, ce tarif était fixé à 0,1269 €/kWh pour les centrales de moins de 9 kWc. Cela représente une potentielle baisse totale de 91 % en à peine plus d’un an !
D’ailleurs, le texte prévoit également un tarif de soutien nul en cas de prix négatifs sur le marché, et même une suppression de la prime à l’autoconsommation ! Celle-ci est actuellement de 80 €/kWc installé pour les installations de moins de 9 kWc, alors qu’elle était, avant mars 2025, fixée entre 160 € et 210 € en fonction de la taille de la centrale.
https://www.revolution-energetique.com/actus/un-centime-le-kilowattheure-bientot-lelectricite-de-votre-centrale-solaire-ne-vaudra-plus-rien/
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Le sacrifice des particuliers est un très mauvais signal politique, mais depuis 2015 et le fameux ministre des finances banquier, on s'habitue...
16 centimes,c'était déjà pas beaucoup, le 4 ct d'aujourd'hui du foutage de gueule, le 1ct à venir m'évoque le dialogue :
Les cons, ça osent tout.
C'est à cela qu'on les reconnait.
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J'aurai compris que le gouvernement décide d'arrêter le soutien du PV au sol: ces centrales ont des coûts de réalisation bien plus faibles que leur équivalent en toiture, l'effet d'échelle est important, elles augmentent l'artificialisation des sols, ou à minima les conflits d'usage. De plus, vu leur structure, elles ont accès par le biais d'agrégateurs à des méthodes de valorisation économiques inaccessibles aux petites installations, et l'impact pour les finances de l'état est bien plus important étant donné les puissances installées.
Ceci dit, la majorité des aides publiques est conditionnée à un retour sur investissement économique pour l'état, à court terme tant que possible, pour minimiser leur coût.
Pour le PV, la condition sine qua non est de faire appel à la filière QualiPV / RGE: le particulier ne peut pas réaliser son installation lui-même s'il veut toucher les aides et est forcé de payer des frais d'installation exorbitants (entre 7 et 11k euros pour une 3kWc...). En retour, l'état collecte la TVA, des emplois sont créés et il y a de la croissance économique.
C'est le même principe dans beaucoup d'autres secteurs: pompes à chaleur, isolation, mais aussi garde d'enfants, entretien et réparation de vélos, etc.
Soutenir le développement du solaire en autoconso, c'est aussi la double peine pour l'état: d'une part l'aide publique augmente les charges, d'autre part elle réduit les recettes de TVA, CSPE, accsise et TURPE (puisque les volumes achetés par les particuliers diminuent).
C'est donc un calcul très court-termiste, mais avec une grosse partie de l'assemblée ouvertement pro business et opposée à la transition énergétique, je ne suis que... moyennement surpris. Souvenez vous du vote surprise à l'assemblée en janvier 2025 d'un moratoire sur le développement des ENR, qui n'était finalement pas passé. Mettez cela en rapport avec le nouveau coup de hache porté à la loi zéro artificialisation nette la semaine dernière. Ce n'est pas incohérent, c'est le retour en force d'une politique des années 2000.
Maintenant, le gouvernement sait aussi que les coûts du PV ont drastiquement chuté et que la vente des "kits" solaires explose. Il est facile pour un particulier d'investir 800 euros pour 1kWc et de le monter sur un carport, une toiture, un balcon ou une terrasse. Ce n'était pas le cas il y a 3 ans. La rentabilité économique se situe entre 3 et 5 ans.
Pour ne pas se tirer une balle dans le pied, le gouvernement serait bien inspiré d'investir sur le développement massif du stockage (ce que fait l'Espagne actuellement, d'ailleurs).
RTE appelle, comme le cite Alain, à un développement massif de la flexibilité, mais le marché de détail semble résister : d'un côté la CRE tarde à assouplir les règles sur les horaires HP/HC dynamiques et à clarifier la possibilité d'offrir des heures creuses non programmées un jour à l'avance, de l'autre ENEDIS et les fournisseurs d'énergie semblent ne pas comprendre qu'activer la chauffe de tous les cumulus du pays entre 21h et minuit est s'asseoir sur un levier de flexibilité important (à entre 1kW et 3kW la résistance par foyers, on est à plusieurs GW dispatchables sans impact sur le confort).
Il y a une chose de surprenant cette année, c'est que, comme aujourd'hui, l'Espagne et la Portugal limitent les prix négatifs autour de 0, alors que les autres pays européens sont souvent bien plus négatifs.
Pendant ce temps, l'Espagne et le Portugal étaient donc aux environs de 0, malgré une forte production de solaire, voir en dessous. On voit sur le dernier diagramme, sur l'évolution de la production selon les sources le long de la journée, que la production d'électricité nucléaire et au gaz a été constant, sans doute pour assurer la stabilité de la tension et de la fréquence.
Pendant cette journée, l'Espagne a remonté de l'eau dans ses barrages, et a exporté 10% de sa production au Portugal. Évidemment, ils n'ont pas exporté en France, où les prix étaient moins élevés.
https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demandaau/acumulada/2026-04-23
Plusieurs raisons (selon moi, peux me tromper, loin d'être un spécialiste de l'Espagne, tout ca):
- en cette saison, l'éolien et le solaire ont une certaine complémentarité. Le vent souffle plus la nuit, le matin et le soir, et moins en journée. Le PV fait l'inverse. Voir l'effet constructif à la fin de la cloche solaire.
- l'Espagne a plus de solaire, le Portugal plus d'éolien. L'Espagne peut donc exporter une partie de son PV au Portugal (et au Maroc) en journée.
- l'Espagne a relativement peu de nucléaire, qu'elle garde à un point de fonctionnement quasi-constant. Chez nous, la lente dynamique du nucléaire et les capacités installées nous tire une balle dans le pied.
- l'hydraulique joue un gros rôle, en remontant de l'eau en journée et suivant la charge aux pointes, tout comme chez nous.
- l'Espagne a fait un gros travail de flexibilisation de la demande (un peu dans la douleur pour certains consommateurs, semblerait-il): le profil de consommation y est très différent de celui de la France ou de l'Allemagne par exemple, notamment sans réduction drastique de la conso après midi, au moment du pic solaire,
- on entre dans la saison chaude, dans laquelle les besoins en climatisation s'alignent quasi-parfaitement sur la cloche solaire.
Il est possible aussi que REE ait ordonné à certaines centrales de rester hors service tant qu'elles ne seront pas en conformité avec le grid code et ses évolutions récentes, je n'en suis pas sûr.
Et enfin, au vu des cours du gaz, je suppose qu'une bonne partie de la capa CCG et TAC reste à l'arrêt en permanence chez eux.
Si on regarde un autre graphe https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demandaau/total/2026-04-23 , on voit que REE est plutôt bon dans ses prévisions entre besoin de génération et ce qui est réalisé.
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16 centimes,c'était déjà pas beaucoup
16 centimes le kWh, c'est 160 € le MWh, nettement plus que le prix de revient du nucléaire, ~67 € le MWh. Et ceux qui ont souscrit à ce moment là, vers 2015 ?, en ont bénéficié pendant 20 ans, et ce n'est pas fini, ce sera jusqu'en 2035. Qui paye la différence ?
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Le sacrifice des particuliers est un très mauvais signal politique, mais depuis 2015 et le fameux ministre des finances banquier, on s'habitue...
16 centimes,c'était déjà pas beaucoup, le 4 ct d'aujourd'hui du foutage de gueule, le 1ct à venir m'évoque le dialogue :
Les cons, ça osent tout.
C'est à cela qu'on les reconnait.
Le côté positif, c'est ça va faire vendre des batteries, c'est un moyen de réduire les surplus et écrêter la pointe de 19h, mais vu la difficulté d'amortissement si les prix ne baissent pas, et vu la demande générale, ça n'est pas demain la veille, il va falloir compenser en subventionnant, ce serait le plus intelligent, sinon les petits photovoltaiques ne se vendront plus.
Il pourrait y avoir des seuils aussi: le premier kw fourni en surplus d'autoconsommation plus cher que le second, lui même plus que le 3eme .... pour éviter les installations autonomes surdimensionnées.
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16 centimes le kWh, c'est 160 € le MWh, nettement plus que le prix de revient du nucléaire, ~67 € le MWh.
Note que ce prix de ~67 euros/MWh ne concerne que le nucléaire existant et rentabilisé, pas pour le renouvellement des réacteurs ni le démantèlement des réacteurs en fin de vie.
Et ceux qui ont souscrit à ce moment là, vers 2015 ?, en ont bénéficié pendant 20 ans, et ce n'est pas fini, ce sera jusqu'en 2035. Qui paye la différence ?
Vers 2015, le coût de l'installation était encore élevé. Certains sont passés sous OA à 12cts/kWh en 2024... et là, c'est beaucoup plus discutable.
La CRE a mis un temps fou à comprendre qu'il lui fallait diminuer le prix de rachat du kWh solaire, mais là, elle est dans l'excès : on est passé de 12cts/kWh début 2025 à 4cts/kWh en mars 2025, puis 1cts/kWh en 2026. C'est du délire.
Ce qui est rassurant, c'est que si on regarde ton graphe sur les volumes d'ENR bridés, c'est finalement faible et gérable avec de la flex et un peu de stockage: on parle de 3TWh/an, à mettre en perspective de 450TWh de prod.
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Aujourd'hui, on a un record de prix spot négatifs, -200 €/MWh à 13h45, 0 € en Espagne et Portugal...
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Le côté positif, c'est ça va faire vendre des batteries, c'est un moyen de réduire les surplus et écrêter la pointe de 19h, mais vu la difficulté d'amortissement si les prix ne baissent pas, et vu la demande générale, ça n'est pas demain la veille, il va falloir compenser en subventionnant, ce serait le plus intelligent, sinon les petits photovoltaiques ne se vendront plus.
Il pourrait y avoir des seuils aussi: le premier kw fourni en surplus d'autoconsommation plus cher que le second, lui même plus que le 3eme .... pour éviter les installations autonomes surdimensionnées.
À mon sens il va falloir attendre quelques années au moins pour que le stockage à petite échelle (quelques kWh) soit rentable. La durée de vie est donnée pour 10-15 ans, et la rentabilité à 8-10 ans.
Avec des cellules LFP installées dans un garage, qui font un cycle quasi complet chaque jour (car la batterie est très petite), sans régulation thermique, en présence d'humidité, des systèmes très peu maintenables... je n'y crois pas (et pour le coup, j'en ai vu des batteries dans ma vie...).
Je le dis à tout le monde: passez votre chemin à moins que vous le fassiez pour le kif. Les installations qui peuvent faire la différence et dont nous avons besoins sont de grandes taille (4-8MWh et 2-4MW par container, multi-containers, etc.)
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Aujourd'hui, on a un record de prix spot négatifs, -200 €/MWh à 13h45, 0 € en Espagne et Portugal...
https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demandaau/acumulada/2026-04-25
On est pas encore au pic solaire mais ils sont à 3GW exportés au Portugal, 700MW exportés au Maroc, 4GW stockés dans les STEP, et ils ont encore de la place pour importer 2GW de la France (en se faisant un peu de maille à 200euros/MWh).
Ils jouent sur l'hydraulique et le gaz, avec une consommation alignée sur la prod solaire.
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16 centimes le kWh, c'est 160 € le MWh, nettement plus que le prix de revient du nucléaire, ~67 € le MWh. Et ceux qui ont souscrit à ce moment là, vers 2015 ?, en ont bénéficié pendant 20 ans, et ce n'est pas fini, ce sera jusqu'en 2035. Qui paye la différence ?
bah ceux qui vendent à 40€ ... :(
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J'aurai compris que le gouvernement décide d'arrêter le soutien du PV au sol: ces centrales ont des coûts de réalisation bien plus faibles que leur équivalent en toiture, l'effet d'échelle est important, elles augmentent l'artificialisation des sols, ou à minima les conflits d'usage. De plus, vu leur structure, elles ont accès par le biais d'agrégateurs à des méthodes de valorisation économiques inaccessibles aux petites installations, et l'impact pour les finances de l'état est bien plus important étant donné les puissances installées.
En fait, je pense que le gouvernement vise ces installations parce que ce sont celles qui sont sous obligation d'achat. Les installations plus importantes sont plutôt sous complément de rémunération. Et RTE peut leur demander de moduler leur production, voire de l'arrêter si les prix sont négatifs. Il ne peut pas le faire pour les petites installations sur les toits, sous OA. Et les volumes produits par les particuliers sont devenus très conséquents, des GW en cœur de journée au printemps. Ces installations sont peut-être petites, mais très nombreuses, et non monitorées, comme en Espagne.
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bah ceux qui vendent à 40€ ... :(
Pas seulement, nous tous sur nos factures, ou nos impôts, taxes... Quand les volumes étaient faibles, cela ne paraissait pas. Avec les volumes actuels d'EnR subventionnés, ce sont des milliards chaque année, 8.6 milliards d'euros prévus cette année..
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Note que ce prix de ~67 euros/MWh ne concerne que le nucléaire existant et rentabilisé, pas pour le renouvellement des réacteurs ni le démantèlement des réacteurs en fin de vie.
Vers 2015, le coût de l'installation était encore élevé. Certains sont passés sous OA à 12cts/kWh en 2024... et là, c'est beaucoup plus discutable.
La CRE a mis un temps fou à comprendre qu'il lui fallait diminuer le prix de rachat du kWh solaire, mais là, elle est dans l'excès : on est passé de 12cts/kWh début 2025 à 4cts/kWh en mars 2025, puis 1cts/kWh en 2026. C'est du délire.
Ce qui est rassurant, c'est que si on regarde ton graphe sur les volumes d'ENR bridés, c'est finalement faible et gérable avec de la flex et un peu de stockage: on parle de 3TWh/an, à mettre en perspective de 450TWh de prod.
Ca pousse à l'auto consommation. Quand on voit la hausse du prix du kwh consommé en 10 ans, c'est aussi ça d'économiser quand on maximise son auto consommation.
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Note que ce prix de ~67 euros/MWh ne concerne que le nucléaire existant et rentabilisé, pas pour le renouvellement des réacteurs ni le démantèlement des réacteurs en fin de vie.
L'ancien PDG d'EDF, Luc Rémond, estimait qu'il fallait des prix du MWh aux alentours des 100 € pour pouvoir financer les futurs réacteurs nucléaires (EPR2). C'est moins que les prix garantis des EnR (en complément de rémunération), qui sont entre 120 à 180 € le MWh. Et si les prix spot sont négatifs un peu partout et que l'on ne peut pas exporter les surplus, ce n'est même plus la peine...
Quand au démantèlement, il est repoussé de plus en plus loin avec la prolongation des centrales, et intervient de moins en mois dans le calcul de leur rentabilité.
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Mais en OA, t'as pas le droit de partager avec ton voisin pour auto-consommer ensemble.
Va comprendre Charles!...
Je ne regrette pas mon installation 6kWc parce que j'ai fait déposer des panneaux thermiques, désamianter, refaire le toit d'ardoise, reposer les panneaux thermiques et ajouter des photovoltaïques, donc gros chantier : économie d'échelle + assurance suite à grêle.
Mais franchement, 10€/MWh...je préfère les donner à mes voisins avec une mini-grid maison...
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Quand au démantèlement, il est repoussé de plus en plus loin avec la prolongation des centrales, et intervient de moins en mois dans le calcul de leur rentabilité.
Normal, un site nucléaire est mort, on ne va jamais chercher à le dépolluer...
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L'ancien PDG d'EDF, Luc Rémond, estimait qu'il fallait des prix du MWh aux alentours des 100 € pour pouvoir financer les futurs réacteurs nucléaires (EPR2). C'est moins que les prix garantis des EnR (en complément de rémunération), qui sont entre 120 à 180 € le MWh. Et si les prix spot sont négatifs un peu partout et que l'on ne peut pas exporter les surplus, ce n'est même plus la peine...
Quand au démantèlement, il est repoussé de plus en plus loin avec la prolongation des centrales, et intervient de moins en mois dans le calcul de leur rentabilité.
Je ne sais pas ce que vous incluez dans les EnR mais selon les résultats des derniers AO CRE :
- pour les centrales solaire au sol, environ 80€/MWh
- pour les parcs éoliens à terre, environ 87€/MWh
- pour les parcs éoliens en mer, en 2025 l'appel d'offre centre manche a été retenu à 66€/MWh
On constate d’ailleurs qu'en 2022 les prix par MWh ont augmenté de façon significatif mais il y a un peu de marge avec les 120 à 180€/MWh.
Les sources :
https://www.cre.fr/documents/appels-doffres/appel-d-offres-portant-sur-la-realisation-et-l-exploitation-d-installations-de-production-d-electricite-a-partir-de-l-energie-solaire-centrales-a2.html
https://www.cre.fr/documents/appels-doffres/appel-doffres-portant-sur-la-realisation-et-lexploitation-dinstallations-de-production-delectricite-a-partir-de-lenergie-mecanique-du-vent-implantees-a-terre.html
https://www.cre.fr/documents/appels-doffres/dialogue-concurrentiel-n3/dialogue-concurrentiel-n-3-2022-portant-sur-un-second-projet-d-installation-d-eoliennes-en-mer-posees-au-large-de-la-normandie-au-sein-de-la-zone.html
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Normal, un site nucléaire est mort, on ne va jamais chercher à le dépolluer...
A force de ne pas prévoir, et encore moins réaliser, le démantèlement, ils vont générer un vrai scandale du niveau des pollutions pétrolières, ça coûtera 10 fois plus, mais tous le monde se tait, espérons que les allemands développent leur expertise dans le domaine, car nous en auront besoin.
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L'ancien PDG d'EDF, Luc Rémond, estimait qu'il fallait des prix du MWh aux alentours des 100 € pour pouvoir financer les futurs réacteurs nucléaires (EPR2).
Oui, et encore, les bruits de couloir que j'ai eu, c'est qu'il n'a pas osé demander plus. Mais oui, c'est inférieur aux 120-180 euros/MWh si on exclut le sourcing du combustible, son traitement, et le démantèlement.
C'est moins que les prix garantis des EnR (en complément de rémunération), qui sont entre 120 à 180 € le MWh. Et si les prix spot sont négatifs un peu partout et que l'on ne peut pas exporter les surplus, ce n'est même plus la peine...
Le fait que les prix SPOT soient négatifs n'est une conséquence d'un retard de l'adaptation des habitudes de consommation et du manque de flexibilité. On a besoin de l'énergie, ce n'est pas comme si on était excédentaire plusieurs jours voire semaines d'affilée (c.f. les 3TWh bridès que tu mentionnais plus haut par rapport aux ~400TWh consommés, mais on peut aussi citer comme exemple les business plans caduques des électrolyseurs pour faire naître une filière hydrogène, qui cherchaient à vouloir se financer en consommant à balle lors des épisodes de prix négatifs... qui ne représentent finalement pas assez d'énergie pour rentabiliser les installations).
L'Espagne, dont on parlait ce matin, est l'exemple même qu'il est possible de s'adapter à une cloche solaire *massive* sans en souffrir économiquement,.
Si on se concentre sur SPOT en particulier, on voit que bien souvent, les prix restent à 0 ou -0.1 euros/MWh : les acteurs capables d'absorber l'énergie excédentaire et ceux capables de réduire leur production sont en nombre suffisant. Le marché fait office, il n'y a pas surproduction, les blocs sont échangés à coût nul et les producteurs ne paient pas pour que leur énergie excédentaire soit consommée.
Quand les prix s'emballent, c'est un peu comme quand une autoroute arrive à capacité : il ne faut que très peu de voitures supplémentaires pour passer d'une circulation ralentie mais fluide à des bouchons s'étalant sur des dizaines de km.
Personnellement, je ne suis pas inquiet sur notre capacité à résoudre ces épisodes de prix négatifs dans les années à venir. Il faut un peu de volonté politique, mais les solutions sont là.
Quand au démantèlement, il est repoussé de plus en plus loin avec la prolongation des centrales, et intervient de moins en mois dans le calcul de leur rentabilité.
Il faudra pourtant le payer un jour, et il sera de taille. Je doute qu'il soit financé sur fonds propre par EDF... à mon sens, ce sera la collectivité qui passera à la caisse, mais on verra.
La cour des comptes, dans un rapport de 2020 sur le sujet, exposait que le coût de démantèlement de Fessenheim était estimé par EDF et Orano à 46.4 milliards d'euros en 2018, avec une marge d'aléas que la cour considère à renforcer et des coûts annexes potentiellement importants volontairement exclus par EDF de cette estimation.
(https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/2023-10/20200304-rapport-arret-demantelement-installations-nucleaires-2_0.pdf)
Fessenheim, c'est 2 réacteurs. Il y en a 54 autres.
Je ne suis pas antinucléaire, loin de là. Entre nucleaire et chargon/gaz, il n'y a pas le moindre doute à avoir. Mais pour avoir une discussion éclairée sur le sujet, il faut considérer tous les facteurs en jeu.
On subit en ce moment même une crise de combustibles fossiles avec une envolée des prix et on se souvent du chaos causé par la mise à l'arrêt de d'une grosse partie du parc nucléaire en 2022 pour craintes de corrosion sous contraintes.
Le sourcing de l'uranium expose la France à un risque géopolitique non négligeable car nos fournisseurs ne sont pas exactement stables politiquement.
Nous savons enrichir le combustible sur notre sol, mais une partie de la chaîne du retraitement du combustible est aujourd'hui toujours faite en Russie, il me semble, sans autre option viable. Le risque d'un conflit miliaire direct avec la Russie n'est pas aujourd'hui hors de portée.
La France a donc tout intérêt à diversifier son mix électrique, surtout dans un contexte européen où elle sert de stabilisateur (et génère un excédent de 5-6 milliards d'euros/an au passage, ce n'est pas rien pour les finances de l'état). Diversifier avec des énergies fossiles n'a pas de sens car plus cher que toutes les alternatives et sujet aux mêmes risques géopolitiques.
Diversifier avec du solaire et de l'éolien en a, même si il faut gérer leur variabilité et potentiellement payer un prix un peu plus élevé (discutable, l'éolien on-shore et le solaire au sol sont rentables et compétitifs sans EDF OA, c.f. le post d'Olivier ci-dessus).
L'argument massue en faveur du solaire et éolien est le même que pour l'hydraulique : il n'y a que du capex, l'opex est minime voire inexistant car il n'y a pas de combustible à approvisionner.
Le fait que les contrats EDF OA et le mécanisme de compensation de la CRE ait été mal calibré est un autre sujet, par contre.
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Le fait que les prix SPOT soient négatifs n'est une conséquence d'un retard de l'adaptation des habitudes de consommation et du manque de flexibilité.
Au moins, ce que l'on observe, c'est que c'est partout pareil en Europe. On ne doit pas être très doués...
On a besoin de l'énergie, ce n'est pas comme si on était excédentaire plusieurs jours voire semaines d'affilée (c.f. les 3TWh bridès que tu mentionnais plus haut par rapport aux ~400TWh consommés, mais on peut aussi citer comme exemple les business plans caduques des électrolyseurs pour faire naître une filière hydrogène, qui cherchaient à vouloir se financer en consommant à balle lors des épisodes de prix négatifs... qui ne représentent finalement pas assez d'énergie pour rentabiliser les installations).
D'une part, les 3 TWh sont en augmentation chaque année nous coûtent quand même très cher, 8.3 milliards d'euros prévus cette année, et ces deux dernières années la prévision initiale a été dépassée (même si cela va se tasser quand les anciens contrats, de 2010-2020, vont expirer). D'autre part, je pense que la filière hydrogène est mort née, on ne voit pas grand chose qui roule à l'hydrogène, cela consomme trop d'énergie et cela coûte trop cher de liquéfier l'hydrogène. En plus des risques d'explosion...
L'Espagne, dont on parlait ce matin, est l'exemple même qu'il est possible de s'adapter à une cloche solaire *massive* sans en souffrir économiquement,.
Que l'Espagne ne souffre pas pas économiquement, c'est à voir. J'ai lu que le maintien des centrales au gaz sur le réseau, qui est payé par REE, revient très cher.
Si on se concentre sur SPOT en particulier, on voit que bien souvent, les prix restent à 0 ou -0.1 euros/MWh : les acteurs capables d'absorber l'énergie excédentaire et ceux capables de réduire leur production sont en nombre suffisant. Le marché fait office, il n'y a pas surproduction, les blocs sont échangés à coût nul et les producteurs ne paient pas pour que leur énergie excédentaire soit consommée.
Quand les prix s'emballent, c'est un peu comme quand une autoroute arrive à capacité : il ne faut que très peu de voitures supplémentaires pour passer d'une circulation ralentie mais fluide à des bouchons s'étalant sur des dizaines de km.
Personnellement, je ne suis pas inquiet sur notre capacité à résoudre ces épisodes de prix négatifs dans les années à venir. Il faut un peu de volonté politique, mais les solutions sont là.
Quand on voit l'augmentation du nombre d'heures de prix négatifs ces deux dernières années, malgré les mesures qui ont été prises en 2025 pour les limiter, et qui continuent à être prises en 2026, et d'autre part l’augmentation prévue des capacités éoliennes et surtout solaires dans les années à venir, qui vont augmenter la surproduction aux mêmes heures de journée, je suis beaucoup moins optimiste que toi.
Il faudra pourtant le payer un jour, et il sera de taille. Je doute qu'il soit financé sur fonds propre par EDF... à mon sens, ce sera la collectivité qui passera à la caisse, mais on verra.
La cour des comptes, dans un rapport de 2020 sur le sujet, exposait que le coût de démantèlement de Fessenheim était estimé par EDF et Orano à 46.4 milliards d'euros en 2018, avec une marge d'aléas que la cour considère à renforcer et des coûts annexes potentiellement importants volontairement exclus par EDF de cette estimation.
(https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/2023-10/20200304-rapport-arret-demantelement-installations-nucleaires-2_0.pdf)
Fessenheim, c'est 2 réacteurs. Il y en a 54 autres.
Pour ce qui du démantèlement des réacteurs, et donc de ceux de Fessenheim en particulier, qui ont été arrêtés en 2020, et qui attendent un décret autorisant le démantèlement, qui devrait venir en 2026, voici ce qu'en dit l'ASNR :
EDF prévoit une phase de préparation au démantèlement de 5 ans, qui s’étendra jusqu’à l’obtention du décret qui prescrira le démantèlement des réacteurs. Une fois ce décret obtenu, le démantèlement du site devrait durer une vingtaine d’années jusqu’à l’atteinte de l’état final, avec pour objectif le déclassement de l’INB.
https://reglementation-controle.asnr.fr/controle/l-asnr-en-region/grand-est/centrale-nucleaire-de-fessenheim
Donc le démantèlement prendra, quand il sera autorisé, 20 ans. En fait, on a tout intérêt à attendre 10-20 ans pour démanteler un réacteur nucléaire. Les éléments radio-actifs les plus actifs, sont ceux qui ont la demi-vie la plus courte. Donc dans 10-20 ans, il n'en restera pratiquement plus, il ne restera que les déchets les moins radio-réactifs, même si c'est sur une longue période, qui sont beaucoup plus faciles à traiter, ou à enfouir. Le combustible a déjà été déchargé et envoyé La Hague. Pour le béton, on sait faire, on a déjà détruit des immeubles, bunkers et autres.
Personnellement, je ne pense pas que cela coûtera 54 milliards d'euros, si on prend le temps. Là dessus, je serai plus de l'avis de Steph.
Je ne suis pas antinucléaire, loin de là. Entre nucleaire et chargon/gaz, il n'y a pas le moindre doute à avoir. Mais pour avoir une discussion éclairée sur le sujet, il faut considérer tous les facteurs en jeu.
On subit en ce moment même une crise de combustibles fossiles avec une envolée des prix et on se souvent du chaos causé par la mise à l'arrêt de d'une grosse partie du parc nucléaire en 2022 pour craintes de corrosion sous contraintes.
Cela pour moi, c'est le plus gros soucis, la plupart de nos centrales ont dépassé 40 ans, arrivent à 50 ans, avec un nouveau grand carénage en vue. Des soucis de vieillissement de et de fatigue des matériaux peuvent, et même c'est sûr à moyenne échéance, réapparaitre. Et toutes ont été plus ou moins construites sur le même modèle. C'est pourquoi il faut en construire de nouvelles, mais il y a aussi moyen, on le voit en Chine, de construire plus vite et à moindre coût.
Le sourcing de l'uranium expose la France à un risque géopolitique non négligeable car nos fournisseurs ne sont pas exactement stables politiquement.
Nous savons enrichir le combustible sur notre sol, mais une partie de la chaîne du retraitement du combustible est aujourd'hui toujours faite en Russie, il me semble, sans autre option viable. Le risque d'un conflit miliaire direct avec la Russie n'est pas aujourd'hui hors de portée.
En fait, il existe des solutions, comme les surgénérateurs, que l'on a arrêté, pour utiliser tout l'uranium, et pas seulement la partie qui a été enrichie. Et donc ne plus dépendre de fournisseurs extérieurs
Voir : https://fr.wikipedia.org/wiki/Cycle_du_combustible_nucl%C3%A9aire
D'autre part, on aurait tout intérêt à passer à des réacteurs de 4eme génération, comme ceux à sels fondus, qui peuvent retraiter les déchets nucléaires, mais aussi utiliser du thorium, bien plus abondant, et sans risque de prolifération nucléaire. La Chine a commencé à tester un tel réacteur (les américain ont testé un prototype pendant plusieurs années dans les années 60), le TSMR (Thorium Molten Salt Reactor).
Voir : https://www.revolution-energetique.com/actus/une-premiere-conversion-du-thorium-en-uranium-dans-un-reacteur-a-sels-fondus-reussie-par-la-chine/
La France a donc tout intérêt à diversifier son mix électrique, surtout dans un contexte européen où elle sert de stabilisateur (et génère un excédent de 5-6 milliards d'euros/an au passage, ce n'est pas rien pour les finances de l'état). Diversifier avec des énergies fossiles n'a pas de sens car plus cher que toutes les alternatives et sujet aux mêmes risques géopolitiques.
Diversifier avec du solaire et de l'éolien en a, même si il faut gérer leur variabilité et potentiellement payer un prix un peu plus élevé (discutable, l'éolien on-shore et le solaire au sol sont rentables et compétitifs sans EDF OA, c.f. le post d'Olivier ci-dessus).
L'argument massue en faveur du solaire et éolien est le même que pour l'hydraulique : il n'y a que du capex, l'opex est minime voire inexistant car il n'y a pas de combustible à approvisionner.
Le fait que les contrats EDF OA et le mécanisme de compensation de la CRE ait été mal calibré est un autre sujet, par contre.
Diversifier son mix énergétique, oui, mais de façon mesurée, pour ne pas introduire de surproduction conduisant à des prix négatifs, car produisant tous à la même heure, et pas du tout la nuit, et nous coûtant très cher en subventions.
Une solution, ce serait de développer le stockage, mais qui est très peu utilisé (25 cas sur 1400 projets présentés dans les appels d'offre), mais cela coûte cher. Vu les dernières conditions (pas de subventionnement aux heures de prix négatifs), j'espère que cela se développera.
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Au moins, ce que l'on observe, c'est que c'est partout pareil en Europe. On ne doit pas être très doués...
En même temps, on ne va pas trop se créer de besoins que l'on a pas, faut être sérieux, déjà la climatisation à développer peut-etre dans l'habitat collectif, mais c'est déjà assez répandu sur les lieux les plus critiques à ce niveau, sinon, les baraques à serveurs, mais la tendance est plutôt à réduire leur consommation à ces machins même si on exponentielle leur nombre actuellement.
Encore un domaine où il va falloir suivre les CN, pas les US.
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On atteint des sommets aujourd'hui, avec des prix spot de près de -500 €/MWh à 14h, sauf en Espagne et au Portugal où on est à -5 et -2 €.
Je crois qu'en fait les prix sont bloqués à -500 €, et que l'on ne peut pas descendre plus bas.
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J'ai interrogé l'IA Gemini sur le Grid Forming, et pourquoi, si c'est si facile à mettre en oeuvre, comme le dit Simon, ce n'est pas en mis en oeuvre plus rapidement. Il n'y a pas à dire, les IA apportent souvent des éléments de réflexion intéressants, même si elles peuvent "délirer", et que donc leurs arguments présentés peuvent être incorrects.
Voici donc la réponse de Gemini à pourquoi le Grid Forming n'est pas mis en oeuvre plus rapidement. Pour lui, parce qu'il faut une surcapacité des onduleurs, pour pouvoir injecter à certains moments une surcapacité, que cela doit être couplé à des batteries, peu présentes encore, et que les dizaines de milliers d'onduleurs et de marques présents sur le réseau doivent être coordonnés et apporter la même "réponse" aux fluctuations, sinon, il y a un risque d’interactions harmoniques. Et que donc que cela a un coût non négligeable, qui pour l'heure n'est pas rémunéré.
C'est une excellente question. Le Grid Forming est souvent décrit comme le "Saint Graal" de l'électronique de puissance, car il permet aux onduleurs de se comporter comme des maîtres du réseau (en imposant une tension et une fréquence) plutôt que comme de simples suiveurs (Grid Following).
Si la technologie est prête en laboratoire, son déploiement massif se heurte à des obstacles de "vie réelle" assez complexes :
1. Le surcoût matériel (Le matériel doit être "surdimensionné")
Pour qu'un onduleur puisse faire du Grid Forming, il doit être capable d'injecter un courant de court-circuit instantané très élevé pour stabiliser le réseau en cas de perturbation, exactement comme le ferait la masse d'un alternateur nucléaire.
Le problème : Les composants électroniques actuels (IGBT) n'aiment pas les surcharges. Pour supporter ce rôle de "pilier", un onduleur doit être dimensionné 20% à 50% plus largement que pour un usage classique.
Cela signifie plus de silicium et de meilleurs systèmes de refroidissement, ce qui renchérit le coût de l'installation sans forcément augmenter le nombre de kWh vendus.
2. L'absence de rémunération des "Services Système"
Dans le modèle actuel du marché de l'électricité, on rémunère principalement l'énergie (le MWh produit).
L'inertie et la tenue de la tension sont considérées comme des "services système". Historiquement, c'était un sous-produit gratuit des centrales classiques.
Aujourd'hui, un producteur solaire qui investit dans le Grid Forming rend un service immense au réseau, mais il n'est pas (ou peu) payé pour cela. Sans incitation financière ou obligation réglementaire stricte, les investisseurs choisissent l'option la moins chère : le Grid Following.
3. Les défis de la normalisation technique
Faire fonctionner un alternateur (physique) avec un onduleur (électronique) est maîtrisé. Mais faire fonctionner 10 000 onduleurs Grid Forming de marques différentes simultanément sur le même réseau est un défi de synchronisation inédit.
Il existe un risque d'interactions harmoniques ou d'oscillations entre les onduleurs de différents constructeurs qui pourraient "se battre" entre eux pour imposer leur fréquence.
Les gestionnaires comme RTE ou National Grid (UK) testent actuellement des démonstrateurs pour définir des standards techniques communs avant de les imposer dans les codes de réseau.
4. Le besoin crucial d'un "buffer" d'énergie
Pour simuler une inertie, il faut avoir une petite réserve d'énergie immédiatement disponible (pour compenser une chute de fréquence en quelques millisecondes).
Cela implique que l'onduleur Grid Forming soit obligatoirement couplé à une batterie ou à des condensateurs.
Comme nous l'avons vu, tant que le stockage n'est pas généralisé, le Grid Forming ne peut pas être déployé à grande échelle sur le parc solaire "pur".
Où en est-on aujourd'hui ?
Les choses bougent enfin, poussées par l'urgence que vous soulignez :
En Grande-Bretagne : C'est le pays le plus avancé. Ils ont lancé des appels d'offres spécifiques pour rémunérer la "stabilité" (Stability Pathfinder), ce qui a permis l'installation des premières batteries Grid Forming géantes.
En France : RTE mène des expérimentations (comme le projet "Ringo") et commence à intégrer ces exigences dans les nouveaux raccordements, mais le cadre réglementaire pour rémunérer cette inertie synthétique est encore en cours de finalisation.
En résumé : On ne manque pas de technologie, on manque d'un modèle économique qui récompense la stabilité autant que l'énergie. Le passage au Grid Forming est une transition de la "quantité" vers la "qualité" de l'électricité.
Qu'en pensent les spécialistes ? l'IA délire-t-elle ?
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Je ne connaissais pas le projet Ringo. Après petite recherche, il y a un texte sur le site RTE qui remonte à 2021 :
Stockage de l'électricité - l'expérimentation RINGO
19/02/2021
Expérimenter le stockage de l'électricité : pourquoi ?
Selon les conditions météorologiques (ensoleillement important, vents forts), la production locale d’électricité éolienne ou solaire peut connaître des pics ponctuels, et être trop abondante pour être transportée par le réseau électrique. Le surplus d’électricité serait alors perdu.
Fort de son rôle d’innovateur et acteur majeur de la transition énergétique, c'est à cette problématique que RTE répond avec l'expérimentation de stockage de l'électricité RINGO, approuvée par la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie).
Le projet consiste en trois innovations qui, ensemble, permettront d’accueillir sur le réseau les énergies renouvelables :
- Des automates développés par RTE qui, pour la première fois au monde, captent en temps réel les données numériques du réseau. Ils permettent de piloter à distance et de façon autonome ce qui se passe sur les lignes haute-tension ;
- Des batteries de stockage de fournisseurs, raccordées sur le réseau et qui permettront de conserver l’énergie renouvelable produite en surplus ;
- De l’électronique de puissance, c’est-à-dire des puces électroniques grands formats qui font la conversion entre l’énergie stockée et l’électricité injectée dans le réseau pour les consommateurs.
https://www.rte-france.com/projets/stockage-electricite-ringo#Leprojet
Expérimentation à Vingeanne (Côte d'Or) :
https://www.rte-france.com/projets/nos-projets/stocker-lelectricite-lexperimentation-ringo-vingeanne#Leprojet
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Il est clair que le découpage du réseau en éléments interconnectés en courant continu avec tampon de stockage ou pas, et donc désynchronisés entre eux est un élément de stabilité important pour éviter les blackout généraux.
Avec la technologie disponible maintenant c'est de plus en plus faisable en grosse puissance.
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Bonjour
Ça ressemble au projet de stockage prévu vers chez moi.
L'article partiel du journal: https://www.lalsace.fr/economie/2025/12/13/un-projet-de-station-de-stockage-d-energie-electrique-sur-le-site-de-l-ancienne-decharge (https://www.lalsace.fr/economie/2025/12/13/un-projet-de-station-de-stockage-d-energie-electrique-sur-le-site-de-l-ancienne-decharge)
Le pdf du projet: https://www.documentcloud.org/documents/27692109-annexes-4-plans-du-projet-stockage-hirsingue-altkirch/ (https://www.documentcloud.org/documents/27692109-annexes-4-plans-du-projet-stockage-hirsingue-altkirch/)
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En même temps, on ne va pas trop se créer de besoins que l'on a pas, faut être sérieux, déjà la climatisation à développer peut-etre dans l'habitat collectif, mais c'est déjà assez répandu sur les lieux les plus critiques à ce niveau, sinon, les baraques à serveurs, mais la tendance est plutôt à réduire leur consommation à ces machins même si on exponentielle leur nombre actuellement.
Encore un domaine où il va falloir suivre les CN, pas les US.
Il faut inciter les Français a consommer de l'électricité. Un tarif bas l'été avec l'obligation d'installer des clims dans tous les nouveaux logements serait une bonne idée.
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Il faut inciter les Français a consommer de l'électricité. Un tarif bas l'été avec l'obligation d'installer des clims dans tous les nouveaux logements serait une bonne idée.
Pourquoi ? Au contraire...
Il faut inciter l'électrification, c'est à dire la transition de sources d'énergie fossiles vers l'électricité. Ce qui va provoquer mécaniquement une augmentation massive de la consommation d'électricité dans le futur, le rapport de RTE est assez clair de ce point de vue, et les enjeux associés sont importants, surtout pour la filière nucléaire qui a actuellement du mal à tenir ses plannings (on connait très bien les raisons qui ont provoqué ça...).
La transition vers l'électrique est moins rapide que prévue, donc on se retrouve avec une surcapacité en été lorsque le photovoltaïque produit beaucoup. Donc inciter à consommer via des tarifs bas, c'est certainement une bonne idée. Par contre une obligation d'installer des climatisations, à plus long terme ce serait vraisemblablement une erreur. Ou plutôt ce serait ignorer qu'il faut passer de la production actuelle de 500 TWh par an à près de 700 TWh par an d'ici 2050...
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Il faut inciter les Français a consommer de l'électricité. Un tarif bas l'été avec l'obligation d'installer des clims dans tous les nouveaux logements serait une bonne idée.
Alors, obligation là ou il n'y en a pas besoin, je ne vois pas l'intérêt. Mais commençons par des pompes à chaleur, on a besoin de chauffage partout dans le pays... et nos dirigeants semblent bloqués même après 2 crises du gaz en 3 ans.
Si on veut stimuler la consommation d'électricité, on a des leviers. Une partie de l'Australie fait tomber le prix de l'électricité au consommateur final à 0 entre 11 et 15h, il me semble, ce qui aide beaucoup.
Ensuite, on aurait pu avoir une politique cohérente sur les aides aux véhicules électriques et à l'électrification. On fait deux pas en avant, deux pas en arrière... ce sont des décisions politiques, pas techniques, ce qui me fait dire que c'est relativement simple à résoudre, il faut "juste" la volonté.
J'ai interrogé l'IA Gemini sur le Grid Forming, et pourquoi, si c'est si facile à mettre en oeuvre, comme le dit Simon, ce n'est pas en mis en oeuvre plus rapidement. Il n'y a pas à dire, les IA apportent souvent des éléments de réflexion intéressants, même si elles peuvent "délirer", et que donc leurs arguments présentés peuvent être incorrects.
[...]
Qu'en pensent les spécialistes ? l'IA délire-t-elle ?
À part le besoin en stockage pour faire du réglage de fréquence, Gemini est, comme le sont les IA, très persuasive tout en étant... complètement à côté de la plaque.
Précisons quelques points:
- un onduleur n'a pas besoin d'être grid former pour participer aux services systèmes (régulation de tension et de fréquence). Il peut tout à fait rester grid follower et se découpler lorsque la tension/fréquence sort des bornes acceptables, pour assurer la sécurité des techniciens d'ENEDIS, RTE ou autres électriciens, tout en offrant des services systèmes.
- aujourd'hui, ENEDIS est fermement opposé à la contribution à la régulation de tension et de fréquence par les petites installations, et notamment celles en autoconsommation. Cela changera probablement, mais on y est pas encore.
- il n'est pas nécessaire, même si c'est souhaitable, que tous les onduleurs possèdent les mêmes courbes P(f) (régulation de fréquence) et Q(U) (régulation de tension). Il faut que leurs points de référence (par exemple: 400V et 50Hz) soient les mêmes, mais au delà de ca, un écart des valeurs n'est pas dramatique : certains onduleurs répondraient plus vite que d'autres et pénaliseraient probablement leur propriétaire, mais c'est à peu près tout.
- une partie de ces services systèmes est déjà implémentée dans les onduleurs solaires: à partir de 50.5Hz, ils réduisent linéairement leur puissance artificiellement, jusqu'à 51.5Hz, puis se découplent au delà de 52Hz.
Certains (micro) onduleurs répondent par paliers plutôt que linéairement pour diverses raisons (surtout de mauvaise implémentation), mais ce n'est pas dramatique tant que la puissance injectée est globalement réduite.
- quasiment tous les onduleurs solaires, même ceux de quelques kW, peuvent fournir ces services, car c'est demandé dans de nombreux pays. Même chez nous où ces services systèmes ne sont pas exigés. les onduleurs doivent faire du P(f) comme expliqué ci dessus, du fault ride through, etc. donc la brique logicielle nécessaire est déjà présente, il suffit de la paramétrer. Il n'y a pas de surcoût, à ceci près qu'il faudrait payer des formations aux installateurs pour qu'ils comprennent ces réglages.
Les seuls onduleurs solaires récents qui ne sont pas paramétrables aujourd'hui sont certains micro onduleurs, et encore. L'architecture micro onduleurs est probablement plus chère qu'un onduleur central, mias c'est un autre débat (c'est plus simple pour les installateurs car pas besoin de tirer des câbles DC, donc ils préfèrent).
Au moins, ce que l'on observe, c'est que c'est partout pareil en Europe. On ne doit pas être très doués...
Ce n'est pas qu'on est pas doués. On s'est collectivement reposés sur le nucléaire francais pendant longtemps (qui a une dynamique trop lente dans un système avec beaucoup de solaire), sur nos bonnes interconnexions et sur un marché européen intégré qui était adapté, plutôt que de nous préparer à un monde avec beaucoup de production intermittente et d'adapter nos habitudes.
Aujourd'hui, ce modèle montre ses limites sans que cela soit dramatique, et les adaptations vont se mettre en place. RTE crie souvent au loup : ce n'est pas pour faire du sensationnalisme, c'est pour tenter de convaincre la classe politique qui est à toute évidence hors sol sur ces sujets.
La péninsule Ibérique n'avait pas cette chance : peu de nucléaire, grosse dépendance au gaz, peu d'interconnexions. Elle s'est adaptée avant nous, c'est tout.
Que l'Espagne ne souffre pas pas économiquement, c'est à voir. J'ai lu que le maintien des centrales au gaz sur le réseau, qui est payé par REE, revient très cher.
Oui, ce maintient coûte cher, comme les marchés d'équilibre et d'ajustement opérés par RTE pour faire de l'intra day (je ne parle pas de SPOT mais des capacités de régulation de fréquence).
Là où l'Espagne a mal calculé, c'est qu'elle a pris du retard dans la mise à jour de son grid code (les producteurs solaires et éoliens n'étaient pas tenus de participer à l'effort de régulation de tension et encore moins de fréquence) et qu'ils ont sous-investi dans leur réseau de transport. Cela change rapidement depuis leur blackout de l'an dernier.
des capacités éoliennes et surtout solaires dans les années à venir, qui vont augmenter la surproduction aux mêmes heures de journée, je suis beaucoup moins optimiste que toi.
Note qu'il est rare que l'éolien et le solaire produisent en même temps à fort facteur de charge. Ils sont plutôt complémentaires, ce qui est bon, et les STEP jouent le rôle d'énorme batterie.
Donc le démantèlement prendra, quand il sera autorisé, 20 ans. En fait, on a tout intérêt à attendre 10-20 ans pour démanteler un réacteur nucléaire. Les éléments radio-actifs les plus actifs, sont ceux qui ont la demi-vie la plus courte. Donc dans 10-20 ans, il n'en restera pratiquement plus, il ne restera que les déchets les moins radio-réactifs, même si c'est sur une longue période, qui sont beaucoup plus faciles à traiter, ou à enfouir. Le combustible a déjà été déchargé et envoyé La Hague. Pour le béton, on sait faire, on a déjà détruit des immeubles, bunkers et autres.
Je croyais que le démantèlement de Fessenheim avait déjà commencé ? Je dois me planter, je regarderai. Je suis loin d'être spécialiste.
Cela pour moi, c'est le plus gros soucis, la plupart de nos centrales ont dépassé 40 ans, arrivent à 50 ans, avec un nouveau grand carénage en vue. Des soucis de vieillissement de et de fatigue des matériaux peuvent, et même c'est sûr à moyenne échéance, réapparaitre. Et toutes ont été plus ou moins construites sur le même modèle. C'est pourquoi il faut en construire de nouvelles, mais il y a aussi moyen, on le voit en Chine, de construire plus vite et à moindre coût.
Autant je pense qu'il est bon de renouveler notre parc, autant on met 15-20 ans à construire un réacteur chez nous. Même si on lançait les chantiers demain et qu'ils prenaient 10 ans (en étant très optimiste), le déploiement serait très lent pour des capacités certes pilotables mais finalement faibles.
On ne peut pas, ou du moins plus, ne faire qu'exclusivement du nucléaire.
Toutes les technos que tu mentionnes (SMR, Thorium, molten salts, fermer la boucle, etc.) sont très bonnes et prometteuses, mais aucune d'entre elle n'est déployable aujourd'hui. Elles nécessitent pour la plupart beaucoup de recherche, notamment sur la fermeture de la boucle. On a décidé il y a 20-25 ans de ne pas poursuivre cette voie, c'était une erreur stratégique, mais il faut vivre avec.
Diversifier son mix énergétique, oui, mais de façon mesurée, pour ne pas introduire de surproduction conduisant à des prix négatifs, car produisant tous à la même heure, et pas du tout la nuit, et nous coûtant très cher en subventions.
L'éolien produit la nuit, encore une fois. L'hydraulique aussi. J'ai l'impression que tu te focalises uniquement sur le solaire et sur les prix SPOT, ce qui n'aide pas nécessairement à y voir clair.
Tout le monde au niveau européen s'accorde à dire qu'il faut réformer le marché de l'électricité. Tout le monde attend une réforme dans le monde de l'énergie. On voit des ajustements mineurs, mais pour l'instant les règles ne changent pas.
Entre temps, dans le monde physique, il n'y a pas de déséquilibre entraînant des épisodes de sur/sous fréquence aujourd'hui (on peut facilement trouver des historiques de fréquence précis au mHz sur internet. Observez bien : les variations les plus importantes sont calés sur les demi-heures et quarts d'heure, lorsque le *marché* induit des fluctuations de production importantes, à partir de signaux *financiers*.)
En adaptant nos offres de détail de l'électricité et en déployant du stockage correctement, on peut tout à fait continuer à déployer 5-6 GW de PV et 2GW d'éolien par an et diminuer la capacité nucléaire couplée à un instant T.
Vu les dernières conditions (pas de subventionnement aux heures de prix négatifs), j'espère que cela se développera.
C'est probablement le but, oui.
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Toutes les technos que tu mentionnes (SMR, Thorium, molten salts, fermer la boucle, etc.) sont très bonnes et prometteuses, mais aucune d'entre elle n'est déployable aujourd'hui. Elles nécessitent pour la plupart beaucoup de recherche, notamment sur la fermeture de la boucle. On a décidé il y a 20-25 ans de ne pas poursuivre cette voie, c'était une erreur stratégique, mais il faut vivre avec.
L'éolien produit la nuit, encore une fois. L'hydraulique aussi. J'ai l'impression que tu te focalises uniquement sur le solaire et sur les prix SPOT, ce qui n'aide pas nécessairement à y voir clair.
En parlant des autres technos de réacteur, il y a justement un débat public (https://www.debatpublic.fr/projets-nucleaires-aube-indre-et-loire) sur la construction éventuelle d'un réacteur SMR RNR (neutrons rapides) par Newcleo (https://fr.wikipedia.org/wiki/Newcleo) pour 2033, qui tournera au MOX et plomb.
Y'a aussi l’excellente vidéo de Monsieur Bidouille sur le sujet : https ://www.youtube.com/watch?v=07JuOGP_2hI
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On peut aussi ajouter que la France a deux ans de stocks d'uranium pour alimenter ses 58 réacteurs, et qu'Orano, l'ex Areva, a en plus un stock d'uranium appauvri, qui peut être retraité et enrichi, pour alimenter pendant 7 à 8 ans nos réacteurs. Donc non, on est très peu dépendant dans les faits de pays étrangers, bien moins que pour le pétrole et le gaz, ou on a quelques mois, au mieux, de stocks stratégiques.
Voir le site d'Orano :
La France dispose en outre de stocks d’uranium sur son territoire. Le stock actuel d’uranium naturel correspond à 2 ans de production d’électricité nucléaire sur la base de 58 réacteurs en fonctionnement en France. A cela s’ajoute le stock d’uranium appauvri, propriété d’Orano. Ce stock représente plus de 320 000 tonnes d’uranium appauvri représentant environ 60 000 tonnes d’uranium enrichi, soit 7 à 8 ans d’approvisionnement pour le fonctionnement du parc nucléaire français. A titre d’exemple, ces stocks sont simplement de quelques mois pour le gaz ou le pétrole.
https://www.orano.group/fr/decodage/nucleaire-un-atout-pour-l-independance-energetique-de-la-france
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- une partie de ces services systèmes est déjà implémentée dans les onduleurs solaires: à partir de 50.5Hz, ils réduisent linéairement leur puissance artificiellement, jusqu'à 51.5Hz, puis se découplent au delà de 52Hz.
Certains (micro) onduleurs répondent par paliers plutôt que linéairement pour diverses raisons (surtout de mauvaise implémentation), mais ce n'est pas dramatique tant que la puissance injectée est globalement réduite.
Les seuls onduleurs solaires récents qui ne sont pas paramétrables aujourd'hui sont certains micro onduleurs, et encore. L'architecture micro onduleurs est probablement plus chère qu'un onduleur central, mias c'est un autre débat (c'est plus simple pour les installateurs car pas besoin de tirer des câbles DC, donc ils préfèrent).
Voila les caractéristiques techniques de mes micro-onduleurs Enphases
https://enphase.com/fr-fr/installers/microinverters/iq8
et les IQrelais pour la protection du réseau
https://enphase.com/fr-fr/store/accessories/iq-relay-monophase
Fonctions avancées du réseau : Limitation de l’exportation de puissance, Gestion des déséquilibres de phase, Détection de
perte de phase, Contrôle du facteur de puissance Q (U), cos (phi) (P).
Pour l'instant, j'ai laissé faire mon installateur et ne me suis pas penché plus que cela sur les réglages.
6kWc installé en une journée sur un toit d'ardoises tout neuf.
En PJ, les docs.
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Et deux threads sur les achats aux particuliers OA, S21.
https://forum-photovoltaique.fr/viewtopic.php?p=856699#p856699
https://forum-photovoltaique.fr/viewtopic.php?t=81577
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On peut aussi ajouter que la France a deux ans de stocks d'uranium pour alimenter ses 58 réacteurs, et qu'Orano, l'ex Areva, a en plus un stock d'uranium appauvri, qui peut être retraité et enrichi, pour alimenter pendant 7 à 8 ans nos réacteurs. Donc non, on est très peu dépendant dans les faits de pays étrangers, bien moins que pour le pétrole et le gaz, ou on a quelques mois, au mieux, de stocks stratégiques.
Bon à savoir, merci.
Par dépendant, je veux dire qu'il faut tout de même sourcer le combustible (et l'évacuer une fois en fin de vie). Effectivement, pour le nucléaire, la densité énergétique fait qu'on peut avoir plusieurs années de stock, et qu'on se protège donc dans une certaine mesure. À ma connaissance, on n'extrait pas d'uranium en Europe.
J'ai trouvé cela: https://world-nuclear.org/information-library/nuclear-fuel-cycle/mining-of-uranium/world-uranium-mining-production , même info avec les pourcentages ici: https://en.wikipedia.org/wiki/List_of_countries_by_uranium_production . Ca vaut ce que ca vaut, mais ca donne une idée.
Le Kazakhstan représente à lui seul presque la moitié de la production mondiale. Nos stocks importants nous donnent donc un atout, mais le risque d'une tension d'approvisionnement et donc d'envol des prix à moyen terme semble possible au vu de la concentration du marché. C'est exactement ce qui se produit aujourd'hui avec les hydrocarbures d'ailleurs, avec un marché de fourniture bien plus diversifié, même si il y a moins de stock.
Même si je ne pense pas que ce scénario soit plausible à court terme, diversifier le mix avec des sources d'énergie qui ne nécessitent pas d'apport de combustible me semble être une bonne idée, peu importe comme on le tourne.
Encore une fois, je ne suis pas anti nucléaire. Je pense par contre que mettre tous nos oeufs dans le même panier est une mauvaise idée, et si on s'accorde pour dire que développer les énergies fossiles en 2026 est un non sens, le solaire et l'éolien me semblent être des sources très intéressantes, déployées à grande échelle aujourd'hui.
Voila les caractéristiques techniques de mes micro-onduleurs Enphases
https://enphase.com/fr-fr/installers/microinverters/iq8
et les IQrelais pour la protection du réseau
https://enphase.com/fr-fr/store/accessories/iq-relay-monophase
Fonctions avancées du réseau : Limitation de l’exportation de puissance, Gestion des déséquilibres de phase, Détection de
perte de phase, Contrôle du facteur de puissance Q (U), cos (phi) (P).
L'IQ relay n'est là que pour satisfaire l'exigence de découplage *physique* du gestionnaire de réseau car les micro onduleurs Enphase n'ont pas de relais de découplage intégré, pour réduire leur taille et leur coût.
Physiquement, qu'un onduleur arrête de faire commuter son électronique de puissance ou qu'il se découple en ouvrant un relais ne change pas grand chose: on arrête faire passer de l'énergie du côté DC vers le côté AC. Pour un gestionnaire de réseau (et n'importe qui qui met les mains dans le cambouis, moi le premier), la déconnexion physique permet de s'assurer que la source de tension est déconnectée, même si l'électronique de puissance était défaillante.
Il me semble que les Enphase savent (savaient?) faire du grid forming (générer une sinusoide à 230V/50Hz et la maintenir) pour faire du secours. C'est assez rare sur des micro onduleurs, mais l'onduleur central Huawei de 2.2kVA que j'ai ouvert sur la table à côté de moi sait le faire, et c'est quasiment un premier prix.
Pas besoin de batterie non plus : tant que le productible solaire est supérieur à la consommation, ca tient le coup. Pour faire du secours lors d'un black-out, c'est pas mal, même si il faut vraiment être bien isolé pour subir de longues coupures en France.
En parlant des autres technos de réacteur, il y a justement un débat public (https://www.debatpublic.fr/projets-nucleaires-aube-indre-et-loire) sur la construction éventuelle d'un réacteur SMR RNR (neutrons rapides) par Newcleo (https://fr.wikipedia.org/wiki/Newcleo) pour 2033, qui tournera au MOX et plomb.
Intéressant car bien plus rapide à construire à priori.
J'ai trouvé deux SMR de type différent actuellement en service (https://world-nuclear.org/information-library/nuclear-power-reactors/small-modular-reactors/small-modular-reactor-smr-global-tracker): l'un en Russie, l'autre en Chine.
Pour ces deux projets, on est à ~10-13 ans entre le début de la construction et la mise en service commerciale, mais vu les dates, ce sont des prototypes.
Il y aurait 5 autres projets en construction.
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Par dépendant, je veux dire qu'il faut tout de même sourcer le combustible (et l'évacuer une fois en fin de vie). Effectivement, pour le nucléaire, la densité énergétique fait qu'on peut avoir plusieurs années de stock, et qu'on se protège donc dans une certaine mesure. À ma connaissance, on n'extrait pas d'uranium en Europe.
En tout cas, plus en France.
L'industrie de l'uranium s’est développée en France au lendemain de la seconde guerre mondiale. Elle a vécu son apogée au cours des années 1980 pour décliner ensuite. La dernière mine d'uranium française a ainsi fermé ses portes en mai 2001.
https://recherche-expertise.asnr.fr/savoir-comprendre/environnement/sites-miniers-duranium
Dans les années 74, je me souviens du branle bas de combat à Albertville pour ne pas exploiter les filons découvert...
Le Kazakhstan représente à lui seul presque la moitié de la production mondiale. Nos stocks importants nous donnent donc un atout, mais le risque d'une tension d'approvisionnement et donc d'envol des prix à moyen terme semble possible au vu de la concentration du marché. C'est exactement ce qui se produit aujourd'hui avec les hydrocarbures d'ailleurs, avec un marché de fourniture bien plus diversifié, même si il y a moins de stock.
L'énergie, c'est sale...
Dans les années 70, il y avait une nouvelle usine de traitement financée en partie par les iraniens :
https://fr.wikipedia.org/wiki/Usine_Georges-Besse
Un morceau d'histoire qui explique pourquoi le nucléaire iranien est si avancé. C'est grâce à la France.
L'IQ relay n'est là que pour satisfaire l'exigence de découplage *physique* du gestionnaire de réseau car les micro onduleurs Enphase n'ont pas de relais de découplage intégré, pour réduire leur taille et leur coût.
Physiquement, qu'un onduleur arrête de faire commuter son électronique de puissance ou qu'il se découple en ouvrant un relais ne change pas grand chose: on arrête faire passer de l'énergie du côté DC vers le côté AC. Pour un gestionnaire de réseau (et n'importe qui qui met les mains dans le cambouis, moi le premier), la déconnexion physique permet de s'assurer que la source de tension est déconnectée, même si l'électronique de puissance était défaillante.
Oui, c'est un élément de sécu.
Mon fournisseur d'énergie en a vérifié le bon fonctionnement.
Il me semble que les Enphase savent (savaient?) faire du grid forming (générer une sinusoide à 230V/50Hz et la maintenir) pour faire du secours. C'est assez rare sur des micro onduleurs, mais l'onduleur central Huawei de 2.2kVA que j'ai ouvert sur la table à côté de moi sait le faire, et c'est quasiment un premier prix.
Oui, les modules savent faire.
On trouve encore des pubs sur le net spécifiquement pour les français du temps des conneries avec l'apli qui annonçait les coupures et plus récemment avec le black-out iberique, pour refiler des batteries aux pays sous développés que nous sommes. ;)
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Aujourd'hui 1er Mai, jour avec peut-être la plus faible consommation de l'année, un peu partout en Europe, on a vraiment atteint les -500 € de prix spot négatifs, en Allemagne, au Benelux et en France, et pendant un long moment. En Espagne et au Portugal, on est toujours aux alentours de 0 €...
Autant dire que quand on subventionne des OA même à 70 € le MWh (pendant 20 ans, durée des contrats), cela revient en fait pendant ce temps à 570 € le MWh, et en plus à un moment où personne pratiquement n'en veut...
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Aujourd'hui 1er Mai, jour avec peut-être la plus faible consommation de l'année, un peu partout en Europe, on a vraiment atteint les -500 € de prix spot négatifs, en Allemagne, au Benelux et en France, et pendant un long moment. En Espagne et au Portugal, on est toujours aux alentours de 0 €...
Autant dire que quand on subventionne des OA même à 70 € le MWh (pendant 20 ans, durée des contrats), cela revient en fait pendant ce temps à 570 € le MWh, et en plus à un moment où personne pratiquement n'en veut...
Ce qui est surprenant, c'est la courbe des prix de l'angleterre, eux en veulent bien à ces prix là, elle est pourtant pas mal interconnectée avec l'europe, dans les 7 ou 8 GW, il me semble (3 avec la France).
Ou alors, c'est qu'ils achètent/vendent très peu sur le spot, un max de contrats à terme.
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[...]
- aujourd'hui, ENEDIS est fermement opposé à la contribution à la régulation de tension et de fréquence par les petites installations, et notamment celles en autoconsommation. Cela changera probablement, mais on y est pas encore.
[...]
Depuis 2023 pour les moins de 36kVA Enedis (ça inclus les kits d'auto conso <= 3kWc) demande de consommer de la puissance réactive lorsqu'il y a injection/production en autoconsommation ou revente totale, et ça baisse la tension. Si y a pas d'injection : pas concerné (CACSI)
Dans le schéma des cause racines du blackout en Espagne avant la sur-tension y a plein de case avec la puissance réactive non consommée, et même une boucle de renforcement avec la cascade de déconnection.
D'ailleurs le fait de consommer cette puissance réactive permet d'installer plus de gros producteurs proches pour des grosses tranches 100-250kVA
Exemple dans le Cantal, à partir de 47 minutes https://www.youtube.com/watch?v=T20bveMaVSI
À 25'20" on a le renfort de tension pour les gros consommateurs avec des armoires de condo pour produire de la puissance réactive et pour les producteurs, y a les slides avec les décrets et la consigne est la même en BT qu'en HTA
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Aujourd'hui 1er Mai, jour avec peut-être la plus faible consommation de l'année, un peu partout en Europe, on a vraiment atteint les -500 € de prix spot négatifs, en Allemagne, au Benelux et en France, et pendant un long moment. En Espagne et au Portugal, on est toujours aux alentours de 0 €...
Autant dire que quand on subventionne des OA même à 70 € le MWh (pendant 20 ans, durée des contrats), cela revient en fait pendant ce temps à 570 € le MWh, et en plus à un moment où personne pratiquement n'en veut...
Ce tableau montre que les prix négatifs ne viennent pas de la source d'énergie ( le photovoltaïque produisant trop en journée ) mais d'un choix politique au niveau de la règlementation des tarifs sinon l'espagne s'en sortirait moins bien.
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Selon le site Revolution-Energétique, dans un article du 4 Mai dernier, les batteries ne résoudraient pas à elles seules le problème des prix négatifs, en stockant l'électricité produite en milieu de journée pour la revendre aux heures de pointe, en soirée et en matinée vers 7h du matin. L'argument serait que au fur et à mesure de l'installation de batteries, les prix négatifs deviendraient de plus en plus rares, et que par contre, les pointes de prix en soirée et matinée baisseraient, rendant de moins en moins rentable l'installation...
Je pense personnellement que ce n'est pas demain la veille, vu l'accroissement de production photovoltaïque prévu dans les années à venir en Europe, des dizaines de GW.
Les batteries ne peuvent pas elles seules résoudre les prix négatifs
Par Hector PIETRANI - Publié le 4 mai 2026
À midi, les prix plongent en territoires lointain négatifs. Et les batteries vont en partie redresser la situation, mais ne pourront pas la résoudre.
-480 euros le mégawattheure (€/MWh) en milieu de journée dimanche, -200 €/MWh samedi, sur le marché day-ahead de l’électricité les extrêmes négatifs sont abyssaux alors que le mois d’avril est normalement « moins pire » que le mois de mai. Les heures à prix très bas se comptaient en dizaines par an ; elles sont désormais légion, des centaines. Et demain, des milliers ?
La raison de cette explosion est simple. À mesure que des panneaux solaires sont déployés, la production électrique explose en milieu de journée, tandis que la consommation stagne d’année en année. Face à ce surplus d’électricité, les prix chutent. La situation ne semble pas prête de s’améliorer puisque l’Allemagne espère atteindre 215 GWc de photovoltaïque en 2030, tandis que la France vise 48 GWc à la même échéance. Si rien n’est fait, en 2030, jusqu’à un cinquième de l’année pourra être des heures négatifs.
Les batteries peuvent résoudre une partie du problème
Avec le déploiement de capacité de stockage via de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), le phénomène peut être atténué. Pour ces installations, le pic de production solaire constitue une énorme source de revenu, puisqu’elles sont payées pour se charger en début d’après-midi, et elles déchargent à un tarif élevé le soir, en captant ce que l’on appelle un spread. En admettant un déploiement gigantesque, ces batteries pourraient se cannibaliser. À mesure de leur déploiement, les prix seront moins négatifs le midi et moins élevé le soir, diminuant ainsi le spread.
Pour l’heure, la quantité de batteries en développement, et leur faible nombre d’heures de stockage, ne peuvent absorber qu’une portion du pic solaire quotidien. Le reste continue de faire baisser les prix. En parallèle, les échanges transfrontaliers sont limités. Une batterie installée en Allemagne soutient les prix allemands mais n’aide quasiment pas la France. Et inversement. Pourquoi ? Parce que le soleil brille en même temps des deux côtés du Rhin.
Côté batterie, plus elles sont nombreuses, moins elles gagnent d’argent. En réduisant les spreads, elles grignotent leur propre rentabilité, ce qui limite leur déploiement.
https://www.revolution-energetique.com/actus/les-batteries-ne-peuvent-pas-tout-pour-resoudre-les-prix-negatifs/
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Ce tableau montre que les prix négatifs ne viennent pas de la source d'énergie ( le photovoltaïque produisant trop en journée ) mais d'un choix politique au niveau de la règlementation des tarifs sinon l'espagne s'en sortirait moins bien.
En fait, je pense que cette situation, pas de prix très négatifs en Espagne, vient d'une crise précédente, en 2014, où le subventionnement du solaire a été brutalement arrêté, revenant sur des contrats passés, ce que l'on ne peut pas faire en France, et entrainant de grosses pertes de particuliers ayant investi dans la solaire il y a 20 ans, quand il était très subventionné. La facture pour l’État espagnol était montée à plus de 20 milliards d'euros de subventions par an, et était devenue insupportable.
Cet arrêt des subventions, je pense en particulier qu'l n'y a plus d'OA (Obligations d'Achat), ni même de complément de rémunération, en Espagne, fait que les producteurs solaires perdraient de l'argent quand les prix spot deviennent négatifs, ce qui fait qu'ils coupent leur production. Et c'est peut-être cela qui a entrainé le blackout en Espagne en Avril 2025, l'arrêt brutal de production vers 12h40, qui n'a pas pu être compensé par les centrales traditionnelles.
Les installations de ces petits producteurs ont alors été revendues à bas prix pour payer les emprunts souscrits, et racheté par de plus gros acteurs, à bon compte, comme Iberdola.
Et on voit qu'en France, on est justement en train d'arrêter les subventions sur le solaire, mais sans pouvoir revenir sur les contrats passés, et la durée des contrats est de 20 ans. Parce que nous aussi, on a des notes de subventions de plus de 10 milliards d'euros par an.
Voir cet article des Echos de 2014 qui décrit la situation en Espagne :
Les sacrifiés de la « bulle verte » espagnole
Par Gaëlle Lucas - Publié le 12 mai 2014 à 01:01Mis à jour le 6 août 2019 à 00:00
L'Espagne a massivement subventionné les énergies vertes pour accompagner leur essor dans les années 2000. Trop tôt, et trop vite... Elle fait aujourd'hui marche arrière, fragilisant des milliers de petits producteurs au bord de la ruine.
C'est l'histoire d'une erreur qui coûte cher... En 2007, Julian Rodriguez a placé toutes ses économies dans un parc de panneaux solaires. Il s'étend sur 10 hectares de terre brune à la périphérie de Villanueva de los Infantes, en Castille-La Manche, région parsemée de moulins à vent plus que centenaires. Julian Rodriguez espérait faire fructifier son argent et profiter ainsi d'une retraite confortable. Aujourd'hui, il s'en mord les doigts : après une série de changements législatifs, il est au bord de la ruine, comme des milliers de petits investisseurs espagnols.
La conséquence directe des nouvelles règles adoptées en Espagne, pour diminuer le soutien aux énergies renouvelables, et progressivement résorber le « déficit énergétique » qui mettait en péril le système électrique espagnol tout entier. Comme ailleurs en Europe, les pouvoirs publics ont d'abord largement subventionné les énergies vertes -50 milliards d'euros ont été dépensés depuis 1998 pour favoriser le développement de ces filières -, sans imaginer que ce soutien volontariste finirait par creuser un tel écart entre le prix régulé de l'électricité et son coût de production : à 26 milliards d'euros, le gap était devenu proprement ingérable, et appelait des décisions radicales. « Ce n'est pas la promotion des énergies renouvelables qui a été une erreur, mais la façon dont elle a été menée : un vrai fiasco », déplore un expert du secteur.
Pour comprendre comment on en est arrivé là, il faut revenir sept ans en arrière. Début 2007, l'Espagne baigne dans l'euphorie, sa croissance semble éternelle, la consommation d'énergie ne cesse d'augmenter alors que le pays dépend fortement des importations de combustibles, les banques disposent de liquidités en abondance et le crédit coule à flots... En outre, le gouvernement socialiste de José Luis Rodriguez Zapatero affiche sa volonté de préserver l'environnement - le genre de préoccupation qui ne résistera pas à l'effondrement du mirage espagnol. Toutes les conditions sont donc réunies pour que l'Espagne devienne l'eldorado des renouvelables et s'en donne les moyens... au risque de provoquer une véritable bulle.
Un régime très généreux
« Nous avons voulu créer un cadre légal attractif pour favoriser l'investissement privé, et respecter nos engagements auprès de l'Union européenne en matière de renouvelable », justifie Jaume Margarit, responsable, à l'époque, des énergies vertes à l'institut chargé de la politique énergétique espagnole, et aujourd'hui président de l'Association des producteurs d'énergies renouvelables (Appa). C'est ainsi qu'en 2007, un décret complétant une législation datant de la fin des années 1990 instaure un régime de primes et de tarifs régulés très généreux pour les énergies vertes, et notamment pour le solaire. L'exécutif veut alors atteindre 400 mégawatts (MW) dans le photovoltaïque et 500 dans le solaire thermique, technologies, à l'époque, encore balbutiantes et non rentables. L'engouement est tel qu'il se retrouve vite débordé : dès 2008, la puissance installée dans le seul photovoltaïque est déjà de 3.400 MW ! En 2009, les primes sont six fois plus élevées qu'en 2006. « On aurait dû circonscrire les subventions dans les limites des objectifs visés mais cela n'a pas été fait », regrette José Donoso, président de l'Union espagnole photovoltaïque (Unef). « Il aurait fallu procéder par appel d'offres afin de mieux contrôler la puissance installée... Au lieu de quoi, il suffisait à l'époque de demander une autorisation administrative pour monter un projet », dénonce un expert du secteur.
Le filon est alors exploité de mille manières : certains obtiennent les licences pour les revendre au prix fort, d'autres se spécialisent dans le développement de projets... Grâce à ce boom, 32 % de la demande électrique était déjà couverte par du renouvelable en 2012. Mais ce développement a eu un coût largement supérieur à ce qu'il serait aujourd'hui, compte tenu des gains de compétitivité des technologies vertes. « Nous avons payé au reste du monde la courbe d'apprentissage », analysait récemment Alberto Nadal, secrétaire d'Etat à l'Energie dans « El Pais ».
Gagné par l'euphorie ambiante, Julian Rodriguez décide en 2007 de tenter sa chance. Ironie du sort, ce petit-fils et fils d'électriciens, lui-même patron d'une PME spécialisée dans l'implantation d'installations électriques et notamment renouvelables, va se jeter dans la gueule du loup les yeux fermés... et entraîne avec lui, parents, amis, et même clients. « Je travaillais dans le secteur, je me suis dit que l'investissement était sûr puisqu'il était garanti par la loi. J'ai voulu partager cette opportunité avec mes proches. Certains pensent que je les ai bernés », regrette-t-il aujourd'hui.
Flanqué de vingt acolytes, pharmacien, maîtres d'école, retraités... Julian Rodriguez a donc monté un projet de parc photovoltaïque, comme 55.000 autres petits investisseurs, d'après les associations du secteur. Alors qu'ils avaient réuni un capital de 1 million d'euros - toutes leurs économies -, la petite caisse d'épargne locale, Global Caja, les incite à voir grand et à s'endetter pour installer 1,6 MW, pour un montant de 15 millions d'euros, qu'elle propose de financer à 80 %. Le projet démarre en 2008.
Deux ans plus tard, les premières coupes dans les primes accordées en 2007 sont décidées. A partir de là, les dirigeants politiques successifs n'auront de cesse de rendre moins coûteux le système d'origine : baisse du nombre d'heures subventionnées, suppression des primes pour les nouvelles installations, impôts sur la production... Une dizaine de changements législatifs rognent petit à petit la rentabilité des installations.
La dernière réforme a été annoncée il y a quelques semaines. Après avoir supprimé les primes à la production des énergies vertes en juillet dernier, le gouvernement conservateur de Mariano Rajoy veut qu'elles soient vendues aux prix du marché. En contrepartie, l'Etat leur garantit une « rentabilité raisonnable » calculée sur l'investissement initial, dépendant du type de technologie et de sa date de mise en service. Le texte en question supprime toute aide publique aux parcs éoliens antérieurs à 2004. Les leaders du secteur, comme Acciona et Iberdrola, sont particulièrement pénalisés. Les associations du renouvelable estiment que les réformes engagées depuis 2011 entraîneront cette année un manque à gagner de 3,4 milliards d'euros pour le secteur.
Dès 2010, les producteurs ont déposé des recours, mais le Tribunal suprême, saisi sur l'une des réformes, a récemment estimé qu'elle ne violait ni le principe de sécurité juridique ni la confiance légitime. Les investisseurs étrangers aussi se mobilisent. Des plaintes sont déposées devant les cours d'arbitrage international par des fonds comme Antin ou Eiser. Il y a peu, la société Masdar, filiale d'un fonds d'Abu Dhabi ayant investi dans un projet solaire, a déposé un recours auprès de la Banque mondiale.
Les revenus toujours plus maigres générés par les installations renouvelables ne suffisent parfois plus à rembourser les dettes qui leur sont liées. Les associations de producteurs craignent les faillites en cascade. Certains optent pour des solutions radicales comme le groupe suédois Ikea, qui, au vu des changements de réglementation, a récemment remis les clefs d'un parc photovoltaïque de 70 millions d'euros à la banque qui avait financé le projet.
D'aucuns craignent du reste la propagation du « risque renouvelable » au secteur bancaire. D'après José Donoso, les banques ont financé 17 des 22 milliards d'euros investis dans le photovoltaïque. « Nous faisons le maximum pour restructurer la dette des projets que nous avons financés dans l'éolien et le solaire, confie un cadre d'une banque d'investissement étrangère. Pour les banques espagnoles, la donne est différente car elles ont aidé des projets de producteurs plus petits et moins sophistiqués que les nôtres. Ils ont mis tout le capital dont ils disposaient dans le projet initial, donc il est plus difficile de restructurer leur dette. »
Le moment propice
« Dans de nombreux cas, les banques ont exigé comme garantie la maison ou les biens personnels. Les débiteurs n'ont donc pas d'autre choix que rembourser l'emprunt. Sachant que la vie utile d'une installation est de vingt-cinq ans, ils n'ont aucun espoir de récupérer leur investissement...», explique José Donoso. C'est le cas de Julian Rodriguez dont la maison et les bureaux sont hypothéqués. « Je travaille tous les jours, y compris le week-end, pour pouvoir rembourser mon emprunt et ne pas me faire engloutir. » Résigné, il constate, à cinquante-quatre ans que, « à cause de ce problème, [il] ne [pourra] jamais prendre [sa] retraite ». Vendre l'installation ? « Impossible », répond Julian Rodriguez en contemplant ses panneaux solaires balayés par les vents : « Plus personne n'a confiance et ne veut acheter. »
Dans ce contexte de chute de la rentabilité et d'insécurité juridique, l'investissement dans les énergies vertes s'est d'ailleurs effondré. Iberdrola a ainsi récemment annoncé une forte contraction de ses investissements en Espagne à cause des changements de réglementation. Pour autant, « le renouvelable a de l'avenir. L'éolien est de plus en plus compétitif et est même moins cher que l'énergie conventionnelle si on prend en compte les externalités de cette dernière », affirme Heikki Willstedt, directeur des politiques énergétiques de l'Association patronale éolienne (AEE). « Si la dernière réforme électrique résout le problème du déficit électrique, il se peut que nous recommencions à investir dans le secteur », signale le cadre de la banque d'investissement. Un raisonnement que semblent tenir d'autres investisseurs potentiels, d'après le même banquier : « Nous avons été approchés ces derniers mois par des fonds étrangers pour racheter certains des projets que nous finançons. » Alors que le secteur est étranglé, il se pourrait donc que, pour certains, le moment soit propice pour faire main basse sur le renouvelable espagnol à prix cassé...
Les points à retenir
Comme ailleurs en Europe, les pouvoirs publics espagnols ont largement subventionné éolien et solaire pour favoriser le développement des filières non polluantes.
Mais le système de primes et de tarifs garantis a été victime de son succès.
Le boom des projets verts, en particulier dans le solaire, a fini par coûter beaucoup trop cher.
Une série de réformes énergétiques ont changé brutalement les règles en vigueur, rognant la rentabilité des installations, et fragilisant des milliers d'investisseurs privés.
https://www.lesechos.fr/2014/05/les-sacrifies-de-la-bulle-verte-espagnole-1102180