Y-a-t-il trop de panneaux solaires en France ?

Le haut-commissaire à l’Énergie atomique semble le penser : il observe qu’au moment de la journée où la production solaire est maximale, il y a trop d’électricité produite. Installer de nouveaux panneaux ne ferait qu’augmenter le problème et est donc inutile.

En février, dans l’avis que la loi lui demande concernant la programmation pluriannuelle de l’énergie, il déclarait : « Les nouveaux investissements énergétiques en période de surcapacité ne feront qu’augmenter celles-ci avec des coûts importants sur le consommateur et pour le contribuable. » Cet été, il réitère pour alerter sur les coûteuses surcapacités observées ces derniers mois. On parle ici de milliards d’euros.

Risques de surcapacités photovoltaïques

Pour comprendre le message du haut-commissariat, il est indispensable de faire un détour en expliquant le fonctionnement d’un réseau électrique et son adaptation aux variations de l’offre et de la demande.

Les panneaux photovoltaïques produisent de l’électricité à partir des rayons du soleil. Ils ne produisent donc pas la nuit et leur production augmente rapidement le matin pour décroître tout aussi rapidement l’après-midi, avec donc une pointe en milieu de journées (du moins les jours de beau temps). Les pics de production sont plus élevés de mai à août, quand le soleil monte plus haut dans le ciel et que les journées sont plus longues. On l’a compris, la production photovoltaïque est extrêmement variable dans le temps. La production éolienne est également variable, mais ses fluctuations se font sur des durées nettement plus longues.

Mais l’électricité ainsi produite ne se stocke pas, elle doit être consommée au moment où elle est produite. Le régulateur (RTE en France) agit pour équilibrer l’offre et la demande à chaque instant. S’il n’y a pas assez de production, il fait appel aux producteurs qui ont une capacité encore non utilisée (par exemple les turbines à gaz qui démarrent en seulement 20 minutes) ou à l’importation (s’il y a encore des lignes non utilisées pour le transport). Si aucune de ces solutions n’est possible, il est obligé de couper l’alimentation d’un secteur de consommation.

A l’inverse, s’il y a trop de production, on arrête certaines capacités. En France, comme il ne reste pratiquement plus de production à partir du gaz ou du charbon, c’est le nucléaire qui est invité à réduire sa production. Problème  : les temps d’arrêts et de démarrage d’un réacteur nucléaire sont trop importants au regard de la vitesse de variation de la production photovoltaïque. Les ingénieurs d’EDF ont pallié ce problème en trouvant les moyens de moduler rapidement la production. Mais cette modulation est limitée. Elle permet de baisser la production instantanée (normalement égale à la capacité nominale) de 10 ou 20 % mais pas au-delà. C’est une solution coûteuse pour EDF : la production (donc les recettes) diminue alors que les coûts sont fixes. Mais on ne peut pas arrêter les réacteurs, car on a en besoin quand le soir tombe et que le photovoltaïque ne produit plus.

A l’inverse en période de modulation, une augmentation de production d’un réacteur modulé ne coûte rien à EDF. Conséquence, le prix « spot » de l’électricité est nul. Le problème est le même chez nos voisins, même s’ils n’ont pas de de nucléaire. En période de surproduction, les prix spots sont nuls, voire négatifs. Ce qui affectera les recettes et l’équilibre économique des producteurs si cela arrive souvent. En France, les producteurs photovoltaïques (ou éoliens) n’ont pas ce problème, puisque leur prix de vente est garanti par l’État. C’est le contribuable qui paye.

Les capacités de production électrique d’origine solaire ont beaucoup augmenté ces dernières années. En France elles sont aujourd’hui de 21 GW (61,4 GW pour le nucléaire). Elle se traduisent par des surcapacités en milieu de journée. De nouveaux investissements photovoltaïques se traduiront par une augmentation de ces surcapacités diurnes, sans augmentation des capacités de production nocturnes

Nombreuses périodes de surcapacités

La note du haut-commissaire cet été fait le constat que les situations de surproduction sont de plus en plus nombreuses. Il alerte sur leur forte augmentation prévisible les toutes prochaines années. Il observe que les limites techniques de modulation du nucléaire étant de plus en plus souvent atteintes, c’est maintenant au solaire qu’on demande de s’effacer. Donc les nouvelles installations photovoltaïques ne vont pas produire, c’est un investissement inutile.

En 2023, il y a eu sur toute l’année une centaine d’heures de production à prix nuls ou négatifs (à comparer aux 8760 heures dans une année). En 2024, il y en a eu trois cent soixante. Un nombre qui a déjà dépassé en juin pour l’année 2025 et que l’on prévoit de voir dépasser les 700 heures d’’ici la fin de l’année. Le site electricymaps informe en temps réel sur la production, ses sources et les prix spots. Le 15 septembre, les prix sont nuls dès le début de la journée (à cause de l’éolien et de vents importants) et ils ne commencent à augmenter qu’à partir de 18 heures. Depuis fin mai 2025, l’état impose l’arrêt de l’éolien en mer en cas de prix spots négatifs.

Le haut-commissariat prend l’exemple de la semaine du 26 au 31 mai 2025. Tous les jours, en milieu de journée, il y a eu plusieurs heures de réduction (modulation) de la production nucléaire et il y a eu tous les jours des périodes de prix nuls voire négatifs (le 31).

Le 29 mai, il a fallu aussi moduler le solaire : la puissance de production a été diminuée de 4 GWe entre 2h et 17h, soit dit la lettre, 20 GWh non produits mais payés par le contribuable (si on compte 100 € le MWh, cela représente pour cette seule journée un coût de 2 M€).

Réduction de la demande

La note aborde ensuite la question de l’évolution de la demande (du côté des consommateurs donc). La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3) devrait être promulguée très bientôt. Elle prévoit une forte augmentation de la consommation, passant de 475 TWh en 2019 à 615 TWh en 2035, soit une augmentation de 140 TWh sur lé période, se répartissant essentiellement entre l’électrification du transport routier, les nouveaux besoins de l’industrie et la production d’hydrogène. Or, les électrifications réelles sont beaucoup plus faibles que prévues : résultat, la demande a au contraire tendance à décroître (lentement) depuis 2019, que ce soit sur l’année ou sur les mois de printemps où sont observés récemment des prix nuls.

Le nucléaire est indispensable la nuit

La note explique ensuite que le parc nucléaire est en train d’atteindre ses limites techniques pour ce qui est de moduler rapidement sa production : 20% de la capacité maximale (et encore pas pour tous les réacteurs). La solution consistant à arrêter un ou plusieurs réacteurs se heurte au temps important (plus de 24 heures) nécessaire pour le(s) relancer. Or, le photovoltaïque ne produisant pas la nuit, il faut alors que les réacteurs tournent à pleine capacité.

Agir sur la demande et non sur l’offre

En conclusion la note constate que l’offre est en train de devenir largement excédentaire(au moins à certaines heures). Elle préconise d’agir plutôt pour augmenter la demande, l’enjeu majeur étant de substituer une production électrique très largement décarbonée à l’utilisation d’énergies fossiles émettrices de gaz à effets de serre.

En annexe, la note observe les projets considérables d’installation de photovoltaïque en France mais aussi chez ses voisins allemands et espagnols, projets qui ne peuvent qu’augmenter les surcapacités de production en journée déjà observées.