Un réseau électrique « extrêmement tendu » en raison d’un surplus d’offre a contraint le gestionnaire de réseau français RTE à utiliser un coûteux mécanisme d’équilibrage d’urgence rarement employé et à réduire la production renouvelable. Le point avec des analystes interrogés par Montel !
Le gestionnaire de réseau de transport (GRT) a dû signer des contrats de secours avec des homologues européens à plusieurs reprises depuis le mois dernier et encore mardi, a déclaré Clément Bouilloux, directeur de Montel Analytics France. Ces tensions sur le réseau devraient « durer au moins jusqu’au début ou à la mi-juin », a-t-il ajouté. Le 2 mars, RTE a versé près de12 000 euros /MWh à des GRT de pays voisins pour exporter de l’électricité française excédentaire, a-t-il noté. En outre, le GRT français a dit avoir eu recours « quasi-quotidiennement (…) à des moyens post-marché exceptionnels et coûteux », en obligeant des parcs d’électricité renouvelable à réduire leur production contre une forte compensation financière, selon une porte-parole. RTE n’a pas chiffré ces coupes, précisant toutefois qu’elles étaient « plus fréquentes cette année » qu’en 2024, lorsque le GRT avait écrêté la production renouvelable française de « plus de 8 GWh ».
Surproduction Printanière et Équilibrage Complexe
La France connaît davantage d’heures de surplus d’offre du fait de la reprise de la production nucléaire, qui a atteint un plus haut de six ans pour un premier trimestre, et de la capacité solaire croissante, dans un contexte de faible demande. Le pays a ajouté 5 GW de solaire pour atteindre une capacité totale de 24,5 GW l’an dernier. Par ailleurs, au printemps, la production solaire augmente à la mi-journée tandis que les températures encore basses le matin et le soir stimulent la demande sur ces heures, rendant l’équilibrage du système plus difficile. Le mix énergétique français est dominé par le nucléaire, qui ne peut pas répondre instantanément aux pics de demande, tandis que le recours aux centrales à gaz pour quelques heures serait trop coûteux, expliquent des analystes.
Prix Négatifs et Appel à la Responsabilité des Acteurs
La situation a entraîné des prix négatifs de l’électricité plus tôt que l’an dernier en France, a relevé Géry Lecerf, directeur des affaires publiques du producteur et fournisseur suisse Alpiq. « Il y a une nouvelle normalité des prix négatifs sur le spot, mais la saison a commencé fin mars, début avril cette année, au lieu de juin », a-t-il souligné. Dans des messages consultés par Montel, RTE exhorte les responsables d’équilibre, ces entreprises chargées d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande électrique sur un certain périmètre, à faire « au mieux en amont du temps réel » et rappelle aux grands parcs renouvelables qu’ils doivent fournir des prévisions de production fiables et exhaustives. Le GRT espère ainsi obtenir une estimation « plus réaliste » de l’équilibre offre-demande et des marges d’exploitation, ce qui sera « bénéfique pour l’ensemble de l’économie du système électrique », a dit la porte-parole.
Perspectives pour l’Été et Évolutions Réglementaires
Ces tensions pourraient s’atténuer à l’été, lorsque la production d’électricité diminue généralement avec les arrêts des réacteurs pour maintenance, que le vent faiblit et que la production hydroélectrique diminue, mais cela reste incertain, a souligné Clément Bouilloux. Alexis Gléron, qui dirige le cabinet de conseil Augmented Energy, s’attend à voir cette situation revenir « tous les ans tant que l’on n’a pas plus de batteries pour faire de la flexibilité à la hausse et à la baisse », du fait de la montée en puissance du solaire. Toutefois, cela devrait déjà s’améliorer avec de nouvelles réglementations françaises prévues qui obligeront les grandes installations renouvelables à participer au mécanisme d’ajustement et baisseront le prix de l’électricité consommée pendant les heures de forte production solaire, a-t-il estimé.
