RTE attend 1800 MW de production solaire en moins lors de l’éclipse du 12 août

RTE anticipe une baisse d’environ 1800 MW de la production photovoltaïque française le 12 août, au plus fort de l’éclipse solaire qui traversera l’Europe en début de soirée. Le gestionnaire du réseau de transport n’attend aucune conséquence pour les consommateurs, mais l’épisode offre un test grandeur nature de la conduite d’un système électrique où le parc solaire dépasse désormais 30 GW.

L’éclipse sera partielle en France, où jusqu’à 99% du disque solaire pourra être masqué selon les zones, et totale sur le nord de l’Espagne. Le phénomène se produira en fin de journée : c’est entre 19h30 et 21h30 que RTE situe le plus fort de son effet sur la production.

Par ciel dégagé, le gestionnaire prévoit un recul d’environ 1800 MW en France, soit près de 3% de la production électrique nationale, et de 9700 MW à l’échelle européenne, l’équivalent de 3,7% des capacités photovoltaïques de l’Union. L’Allemagne, avec 3300 MW, et l’Espagne, avec 3000 MW, enregistreraient les baisses les plus fortes. Le parc solaire français atteignait pour sa part 33,0 GW au 31 mars 2026.

Ces prévisions restent inférieures à celles des épisodes précédents. L’éclipse partielle du 20 mars 2015 avait fait reculer la production française d’environ 2000 MW, et la production européenne de près de 35 GW. Celle de 2021 s’était limitée à 550 MW en France. RTE relève que l’horaire du 12 août joue en faveur du système, le pic de l’éclipse précédant la tombée de la nuit, à un moment où la production solaire est déjà déclinante.

La difficulté tient moins à l’ampleur de la baisse qu’à sa vitesse. En quelques dizaines de minutes, l’ensoleillement diminue puis revient : le système doit ajuster ses moyens de compensation deux fois, à la descente puis à la remontée, en tenant à chaque instant l’équilibre entre production et consommation.

La conduite de l’épisode est coordonnée à l’échelle du continent par ENTSO-E, le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité, les baisses étant simultanées dans plusieurs pays interconnectés. Selon RTE, les éclipses de 2015, de 2021 et de 2025 ont toutes été pilotées sans difficulté en temps réel, chacune ayant permis d’affiner les méthodes de prévision. Le détail des prévisions figure dans la note publiée par le gestionnaire.

Un parc de 33 GW change la nature de l’exercice

Le contraste avec 1999 mesure le chemin parcouru. Lors de la dernière éclipse totale observée depuis la France, RTE n’existait pas encore et le photovoltaïque installé dans le monde se comptait en gigawatt. Le développement des renouvelables oblige désormais les équipes d’exploitation à intégrer de nouveaux paramètres dans la conduite du système.

L’épisode intervient alors que la flexibilité devient un chantier réglementaire à part entière. La Commission de régulation de l’énergie a approuvé fin juillet des règles expérimentales pour les marchés de flexibilités locales de RTE et d’Enedis, et la composante d’injection-soutirage du TURPE 7, applicable depuis le 1er août aux capacités de stockage raccordées en HTA et en HTB, module le tarif selon que la batterie injecte ou soutire pendant une pointe locale. Une éclipse annoncée des semaines à l’avance et modélisée au mégawatt près reste un exercice confortable : ce sont les variations non anticipées qui donneront leur valeur à ces dispositifs.