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.