Notre système énergétique entre dans « l’âge de l’électricité » qui nous impose de nous adapter à un système de plus en plus complexe, contraint par les rythmes de la nature, notamment celui du Soleil. Pour accompagner ce nouveau système énergétique, la flexibilité est essentielle afin d’assurer l’équilibre du réseau électrique et un prix compétitif de l’électricité, en particulier l’été.
La cloche solaire est l’appellation que l’on donne au pic de production électrique d’origine solaire qui se forme en France en milieu de journée quand les panneaux photovoltaïques tournent à plein.
Elle est désormais significative. À partir du mois de mai, le pic de production d’énergie électrique photovoltaïque – c’est-à-dire le sommet de la cloche – atteint, en moyenne, 17 GW, soit l’équivalent de 17 réacteurs nucléaires qui démarreraient puis s’arrêteraient à la fin d’un cycle diurne de 10 à 12 heures.
Les conséquences du pic de production électrique solaire
Cette cloche solaire est largement subie : les panneaux photovoltaïques produisent selon l’ensoleillement et pas selon les besoins du réseau électrique. C’est ce caractère non pilotable qui est régulièrement critiqué, avec à la clef une quantité d’électricité qui peut être importante et que le système est contraint de sacrifier, faute de demande.
Pour limiter ces pertes, le gestionnaire de réseau organise l’écrêtement, c’est-à-dire l’arrêt forcé, de certains parcs de production d’énergie électrique photovoltaïque lorsque le système l’exige, tandis que l’opérateur historique est contraint de moduler ses centrales nucléaires pour des raisons économiques. Or, ni l’écrêtement ni la modulation ne sont souhaitables.
D’abord pour des raisons économiques, car les parcs photovoltaïques comme les centrales nucléaires sont des actifs à coûts fixes qui ont besoin de produire le plus possible pour se rentabiliser.
Pour des raisons physiques ensuite, parce que l’arrêt de la production renouvelable entraîne des rampes difficiles à gérer par le gestionnaire de réseau.
Les deux faces de l’été électrique
Une surproduction difficile à absorber
Entre le 11 mai et le 14 juin 2026, ce sont en moyenne 11 % du productible solaire et nucléaire qui ont été perdus. Sur cette période, 80 GWh de production photovoltaïque ont été écrêtés en moyenne chaque semaine. Cette production, bien que perdue, reste néanmoins payée par le contribuable dans le cadre du soutien public apporté par l’État à la filière.
Les prix reflètent les tensions d’un système en surproduction : ils sont en moyenne relativement bas (40 €/MWh) et régulièrement négatifs sous la cloche solaire. Ils ont même atteint le 1er mai 2026 le niveau historique de −498,65 €/MWh soit, à près d’un euro, le prix plancher autorisé de −500 €/MWh. Selon EPEX SPOT, la principale bourse de l’électricité en Europe, les prix négatifs en France ont explosé au premier semestre 2026 en franchissant la barre des 400 heures recensées.
Des électrons bienvenus lors des fortes chaleurs
À partir du 15 juin 2026, les températures se sont envolées jusqu’à atteindre le pic de 37,8 °C en moyenne en France. La semaine du 17 août 2026, la part du productible perdu est tombée à 2 %, et la semaine suivante à 0 % : au cœur de l’été, toute la cloche solaire a été entièrement absorbée par le système électrique.
Ces électrons ont été nécessaires pour répondre à la demande. C’est resté vrai sur l’ensemble de l’été, même entre les vagues de chaleur : moins de 5 % du productible a été perdu en moyenne entre le 15 juin et le 20 août. Les prix ont reflété cette situation de forte utilisation du parc : les prix moyens ont doublé à 103 €/MWh et des pics ont été constatés, jusqu’à 294 €/MWh sur la semaine du 10 août. Des prix usuellement représentatifs de semaines d’hiver sombres, froides et sans vent.
En effet, le système électrique a été pris dans un effet ciseau. D’une part, la consommation a augmenté sous les pics de chaleur : jusqu’à +20 %, en moyenne, entre mai et juin. Dans le même temps, les conditions climatiques ont contraint les moyens de production qui dépendent des cours d’eau : barrages, centrales nucléaires ainsi que les centrales fossiles présentes en Europe.
En France, les conditions ont entraîné l’indisponibilité de près de 15 GW de puissance appelable la semaine du 10 août, soit à peu près l’équivalent de la cloche solaire. La cloche solaire a permis de répondre au pic de consommation pendant les grosses chaleurs.
Une autre manière d’en prendre la mesure est d’examiner l’évolution du prix capté par la production photovoltaïque, c’est-à-dire la moyenne pondérée des prix spot par la production solaire : on mesure ainsi le prix au moment où le solaire produit, en quelque sorte sa valeur temps intrinsèque. Ce prix capté est négatif sur tout le mois d’avril, puis inférieur à 10 €/MWh jusqu’à la mi-juin. Il remonte ensuite jusqu’à 77 € la semaine du 10 août ; il atteint presque le niveau de son coût de production qui est de 85 €/MWh en moyenne.
Gérer et absorber le phénomène de la cloche solaire
Aujourd’hui, l’enjeu est de faire en sorte que la cloche solaire soit bénéfique au système électrique tout au long de l’été. Pour ce faire, il faut gagner en flexibilité.
La première solution qui vient à l’esprit est d’agir sur la demande, c’est-à-dire demander aux acteurs économiques d’adapter leur consommation à la production d’électricité. Elle s’accommode très bien des usages de l’électricité qui sont particulièrement intensifs lors de la cloche solaire, comme le refroidissement, ainsi qu’à ceux qui peuvent être différés sans altérer le service rendu au consommateur, comme la recharge des véhicules électriques ou la production d’eau chaude sanitaire. Mais cette démarche a ses limites, tous les usages ne se prêtent pas à cette flexibilité.
Une autre solution consiste à agir sur l’offre. En premier lieu, le système électrique peut compter sur un réservoir de flexibilité constitué par ses moyens de production flexibles ou semi-flexibles, tels que le nucléaire et les barrages. Toutefois, la modulation de la production de ces actifs, chers et complexes à construire, a un impact significatif sur leur équilibre économique. Il faut donc envisager d’autres solutions.
« Apportant de la valeur à l’ensemble du système électrique, le stockage par batteries devrait pouvoir se développer sans subventions. »
Dans une logique d’optimisation économique, le stockage par batteries, facilement déployable, peut offrir un complément de flexibilité très intéressant dans les prochaines années. Il est adapté au réglage de la fréquence, à la fourniture de réserve auprès du gestionnaire de réseau et à la gestion des équilibres journaliers. Apportant de la valeur à l’ensemble du système électrique, le stockage par batteries devrait pouvoir se développer sans subventions.
C’est dans cet esprit que le groupe NW a développé la JBox®, une unité répartie de stockage d’électricité par batteries. Raccordée au réseau de distribution d’électricité, elle participe à la sécurité d’approvisionnement, à la résilience et à la flexibilité du réseau. La JBox® est une technologie française. Avec plus de mille unités opérationnelles en France comme en Finlande, NW est aujourd’hui le leader français et finlandais du BESS (Battery Energy Storage System).
Par Frédérik Jobert, secrétaire général NW
