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.

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.

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 !

Oui mais est-ce que la facture franco-française va être à la baisse ou va prendre +25% au 1er septembre ?

Suspense....

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.

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 ?

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.