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).

Voici un rapport de 2024 de la Commission de Régulation de l’Énergie
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.

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.

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.

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.

...
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 :

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.