Auteur Sujet: Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs (Lu 59667 fois)

Steph · « **Réponse #264 le:** 07 juillet 2025 à 07:42:37 »

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...

thierry68 · « **Réponse #265 le:** 07 juillet 2025 à 10:44:17 »

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

Steph · « **Réponse #266 le:** 07 juillet 2025 à 11:29:04 »

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.

alain_p · « **Réponse #267 le:** 12 juillet 2025 à 21:57:55 »

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)...

Citer

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/

brupala · « **Réponse #268 le:** 13 juillet 2025 à 00:56:39 »

Citation de: alain_p le 12 juillet 2025 à 21:57:55

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.

alain_p · « **Réponse #269 le:** **Hier** à 18:12:27 »

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...

alain_p · « **Réponse #270 le:** **Hier** à 18:19:01 »

Voici ce que dit donc l'article du site 'Révolution Energétique' de ces écrêtements de production. Il parle de gaspillage en production perdue.

Citer

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/

simon · « **Réponse #271 le:** **Hier** à 18:43:04 »

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.

Free_me · « **Réponse #272 le:** **Aujourd'hui** à 10:13:49 »

Citation de: simon le Hier à 18:43:04

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.

simon · « **Réponse #273 le:** **Aujourd'hui** à 10:19:04 »

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.

Citation de: Free_me le Aujourd'hui à 10:13:49

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.

alain_p · « **Réponse #274 le:** **Aujourd'hui** à 10:45:21 »

Citation de: simon le Hier à 18:43:04

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.

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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.

Free_me · « **Réponse #275 le:** **Aujourd'hui** à 11:01:04 »

Citation de: simon le Aujourd'hui à 10:19:04

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.