L'écrêtement des EnR en questions

 

L'écrêtement des EnR en questions

Jean Pierre Riou 

Quand le vent souffle ou que le soleil brille, le cout de production nul d’éolien ou solaire fait que ces EnR auront toujours intérêt à produire. Et quand le vent ou le soleil tombe, ils ne produisent plus rien. Pour cette raison, la production éolienne 2025 a varié entre entre 20131MW le 23 octobre et 36 MW le 13 décembre, soit une variation sur une échelle de 1 à 500. Et le solaire, qui peut dépasser ces 20000 MW, tombe à 0 MW chaque nuit. Ce caractère météo-dépendant de des EnR entraîne un plus grand besoin de flexibilité de la consommation, mais aussi du système pour permettre l’adéquation d’un mix électrique de plus en plus aléatoire avec les besoins de la consommation. Et par flexible, on tend à comprendre utile à l’équilibre offre-demande et non tellement inutile qu’il faut s’efforcer de s’en débarrasser. C’est pourquoi le sous-titre de RTE, ci-dessous, peut surprendre, et mérite le développement qui suit, qui rappelle notamment que l'écrêtement de tout ou partie de la puissance d'une installation d'EnR peut provenir de 3 causes.

1) Les prix négatifs

Alors que les précédents contrats d’EnR relevaient d’un tarif d’obligation d’achat (TOA), l’arrêté du 6 mai 2017 a introduit le complément de rémunération (CR) qui est versé à l’exploitant éolien pour lui assurer une rémunération contractuelle. L’exploitant vend alors directement sa production sur le marché et reçoit en complément la différence avec le prix convenu dans le contrat. Mais cet arrêté stipule qu’après 20 heures de prix négatifs, l’exploitant qui arrête son installation lors de prix négatifs reçoit une prime équivalente à 35% de la puissance maximum de son parc (Primeprix négatifs = 0,35.Pmax. T . n_{prix négatifs}). L’arrêté du 23 avril 2018 prévoit la même chose pour le solaire, mais sur la base de 50% de la puissance installée (Prime = 0.5. P. Te. n_{prixnégatifs}) au-delà des 15 premières heures négatives. Dans sa délibération du 2 mars 2023 la CRE prévoit la même chose dans les contrats d’éoliennes flottantes en sud Bretagne, avec un taux de 70% de la puissance installée (Primeprix négatifs = 0,7 x Pmax x T x nprix négatifs) après 40 heures de prix négatifs.

L’explosion du nombre d’heures négatives parallèlement au développement de la puissance installée explique la forte augmentation du volume non produit. En un an, le volume de cette modulation des parcs éoliens et solaires a doublé, et atteint 2,9 TWh selon RTE dans son bilan 2025..

Ce volume croissant d’électricité non produite correspond à une production dont personne n’aurait voulu puisque, par définition du prix négatif, il aurait fallu payer pour l’écouler. C’est la raison pour laquelle l’acheteur obligé (EDF OA) aurait un intérêt financier à étendre le système aux contrats d’obligation d’achat (avant 2017 + premiers contrats d’éolien en mer) sans devoir payer, en plus, pour écouler leur production indésirable. C’est la raison de l’arrêté du 22 décembre 2025 qui prévoit que éolien et solaire sous obligation d’achat peuvent être sollicités pour s’arrêter lors de prix négatifs et sont dédommagés à hauteur du tarif contractuel pour un facteur de charge de 25% pour l’éolien terrestre et 47% pour le solaire. L'article 175 de la loi de finance 2025 prévoyait en effet que les acheteurs obligés (EDF OA) peuvent demander au producteur l'arrêt ou la limitation de la production de tout ou partie des installations de production lorsque cet arrêt ou cette limitation permet de réduire les surcoûts.

2) Le marché de l’ajustement

De plus la modification des contrats d’obligation d’achat en mer du 2 juin 2025 permet d’obtenir l’arrêt des parcs en période de prix négatifs. Un avenant permet aux exploitants de participer au marché de l’ajustement quand l’offre dépasse la demande.

RTE retrace l’évolution de la réglementation et des capacités éoliennes et solaires qui participent à ce marché depuis juillet 2023. Moins de 6 GW sur les 54 installés y participaient en décembre 2025, mais c’est déjà 5 fois plus qu’en 2024. Cet ajustement a permis d’écrêter un peu plus de 100 GW éolien et solaire.

3) Le redispatching

Reste enfin les volumes écrêtés pour cause d’engorgement du réseau, ou redispatching, où RTE modifie autoritairement les programmes d’appel de production, en réduisant notamment ceux qui sont en amont d’un engorgement qu’il remplace par une sollicitation supérieure en aval. RTE fait état de 2 TWh en 2024, toutes filières confondues. Et note que c’est entre 24 TWh et 32 TWh chaque année en Allemagne, ce qui ne doit pas surprendre en raison du caractère aléatoire de son mix électrique.

Le « modèle » allemand

Pour la gestion des prix négatifs, l’Allemagne, est plus radicale depuis l’EEG 2023 : le producteur de puissance installée supérieure à 100 kW ne touche plus rien dès le premier ¼ d’heure de prix négatif et doit éventuellement payer pour écouler sa production s’il ne l’arrête pas. Le seul dédommagement accordé étant une prolongation équivalente à la durée de leurs contrats. Depuis le Solarspitzengesetz de février 2025, la durée de prolongation de ce contrat est réduite par l’affectation d’un coefficient de 0,5.

La cannibalisation en question

Dans un système électrique où seules les EnR ont un coût marginal nul, il est important de comprendre que les prix négatifs ne sont pas le seul problème du marché et que leur cannibalisation de celui-ci est problématique dès qu’il descend sous le coût de production des filières qu’on espère développer en même temps, comme le nucléaire, pilotable et décarboné, dont on ne peut se passer ni de l’inertie de ses turboalternateurs, ni de sa capacité à régler la tension du réseau. Et ces chutes du marché sous son cout de production entraine un volume de modulations à la baisse pour raison économique de plus en plus important et l’impossibilité de rentabiliser tout nouvel investissement sans faire appel aux aides d’État. Tandis que parallèlement, plus ce marché s’effondre et plus les charges du service public de l’énergie croissent pour garantir aux EnR la différence entre ce prix du marché et le tarif convenu.

Dans le cadre de la rétribution des capacités garanties, la CRE applique, de façon optimiste, dans sa délibération de février 2026 un coefficient normatif  de 0,15 à l’éolien et 0,05 au solaire pour refléter la puissance sur laquelle on peut compter. C'est-à-dire que pour compter sur 1 MW il faut installer 6,6 MW éoliens et 20 MW solaires, contre 1,1 MW nucléaire auquel est attribué le coefficient 0,9.

Les projets de mix à forte proportion d’EnR doivent intégrer les conséquences de ce que RTE nomme leur flexibilité. A savoir le fait que si les moyens de stockage sont nécessaires pour atteindre le coefficient normatif prévu lorsque la météo n’est pas favorable, lorsqu’elle l’est, la cannibalisation de leur propre valeur du fait de leur puissance, respectivement 6,6 fois supérieure pour l’éolien et 20 fois pour le solaire, les amène à devoir s’arrêter.

Dès lors on voit mal comment leur modèle économique ne serait pas condamné à dépendre indéfiniment de subventions croissantes.