Réseau électrique : pourquoi RTE bride parfois l’éolien et le solaire, et ce qui change en 2029

Au 1ᵉʳ janvier 2029, RTE ne disposera plus que de trente minutes, contre une heure aujourd’hui, pour corriger seul l’écart entre la production et la consommation d’électricité en France. Pour préparer cette bascule imposée par un règlement européen, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a adopté le 10 septembre 2026 une délibération d’orientation n° 2026-179, mise en ligne le 21 septembre et annoncée le 22. Elle y prévoit un prix des écarts plus dissuasif à partir de 2029, dans une proportion encore à définir, et demande à RTE de mieux signaler les baisses de production qu’il impose parfois aux parcs éoliens et solaires. Aucune de ces règles n’est encore applicable.

Le 1ᵉʳ janvier 2029, la fenêtre de RTE tombe à trente minutes

Le réseau électrique ne stocke pas l’énergie qu’il transporte. À chaque instant, ce qu’injectent les centrales, les parcs et les importations doit égaler ce que soutirent les logements, les usines et les exportations. Tenir cette égalité est la mission de RTE, le gestionnaire du réseau de transport.

RTE ne la porte pas seul. Jusqu’à une heure avant le temps réel, l’essentiel de l’effort revient aux acteurs de marché, qui ajustent leurs achats et leurs ventes pour coller à leurs prévisions. Passé ce délai s’ouvre ce que la délibération de la CRE appelle la fenêtre opérationnelle : les échanges transfrontaliers infrajournaliers sont figés, et RTE corrige seul le résidu, avec les moyens qu’il a réservés à cet effet.

C’est cette fenêtre qui rétrécit. Le règlement (UE) 2024/1747 du 13 juin 2024, en vigueur depuis le 16 juillet 2024, harmonise sa durée à trente minutes dans toute l’Union à compter du 1ᵉʳ janvier 2026, sauf dérogation. La France en a obtenu une : par sa délibération 2025-198 du 23 juillet 2025, la CRE a accordé à RTE un délai de trois ans, ce qui reporte la mise en œuvre au 1ᵉʳ janvier 2029. Le choix des trente minutes est européen ; seul le calendrier est français.

La conséquence est mécanique. En trente minutes, certains leviers deviennent trop lents pour être activés : la CRE cite notamment le nucléaire, certains actifs thermiques et certains actifs hydrauliques. RTE aura donc à la fois moins de temps et une palette de moyens plus étroite. Le résidu qu’il devra absorber a intérêt à être plus petit, ce qui déplace la charge vers ceux qui produisent et qui consomment. Le cas de l’éclipse solaire, un test grandeur nature pour l’équilibre du réseau, montre le genre de variation rapide de production solaire qu’il faut alors compenser au plus près du temps réel.

Toute la réforme découle de ce rétrécissement.

Chaque fournisseur et chaque producteur répond de ses écarts

L’article L. 321-15 du code de l’énergie pose le principe : toute personne qui intervient sur les marchés de l’électricité est responsable de ses écarts, soit directement, soit par l’intermédiaire d’un responsable d’équilibre (RE) qui les prend en charge. Le gestionnaire du réseau de transport assure, lui, l’équilibre global entre l’offre et la demande.

Un responsable d’équilibre n’est pas une installation, c’est un compte. On y rattache des sites de production et de consommation : un fournisseur y regroupe ses clients, un producteur ses centrales, un agrégateur les installations qu’il représente. Le droit européen en donne une définition fonctionnelle, que la CRE reprend dans sa délibération : « Chaque responsable d’équilibre est financièrement responsable des déséquilibres qu’il provoque et s’efforce de parvenir à l’équilibre ou de contribuer à l’équilibrage du système électrique ». La phrase figure à l’article 5 du règlement (UE) 2019/943, dans sa version modifiée par le règlement 2024/1747.

Le mécanisme se joue au quart d’heure. Pour chaque pas de temps, RTE compare ce que le portefeuille du RE a réellement injecté ou soutiré à ce qui était prévu. La différence est un écart, réglé au prix de règlement des écarts, le PRE. C’est, selon la CRE, le principal levier d’incitation des responsables d’équilibre. Ce prix est publié au plus quinze minutes après le pas de règlement ; les volumes d’écart de chaque RE ne sont en revanche connus qu’avec une semaine de décalage.

La délibération décrit le sens de ce prix. Quand le système manque d’énergie, le PRE se situe au-dessus du prix spot ; quand il en a trop, il se situe en dessous. Un RE dont l’écart va dans le même sens que le déséquilibre national paie donc plus cher que s’il avait acheté ou vendu à temps sur le marché. Celui dont l’écart va en sens inverse, et soulage ainsi le système, peut au contraire s’en trouver favorisé. D’après la CRE, 15 à 20 % des pas de temps présentent aujourd’hui un PRE qu’elle qualifie de très incitatif.

Pour les producteurs éoliens et solaires, la qualité des prévisions pèse directement sur ces écarts. Au-delà de 1 MW, une installation doit transmettre un programme de production, c’est-à-dire annoncer à l’avance ce qu’elle compte injecter. Un vent qui tombe plus tôt que prévu, un nuage non anticipé, et l’écart se creuse.

Quinze minutes, la nouvelle maille du système électrique

La fenêtre de trente minutes est la dernière pièce d’un changement de granularité engagé depuis 2024. La délibération en retrace les étapes : trois enchères infrajournalières depuis juin 2024 ; un pas de règlement des écarts ramené de trente à quinze minutes au 1ᵉʳ janvier 2025 ; des produits de quinze minutes échangeables en infrajournalier depuis le 22 janvier 2025 ; un marché de gros au pas de quinze minutes depuis octobre 2025 ; enfin une reprogrammation possible toutes les quinze minutes depuis fin janvier 2026.

Cette liste de dates obéit à une seule logique. Plus la maille est fine, moins les écarts se compensent d’eux-mêmes à l’intérieur d’un même bloc de temps. Dans un bloc d’une heure, ou même d’une demi-heure, un parc solaire qui monte en puissance à 11 h et un chauffe-eau qui démarre à 11 h 15 pouvaient s’annuler dans le même décompte. Au quart d’heure, ils tombent dans deux pas distincts, et chacun doit être équilibré pour lui-même. Chaque réforme prépare ainsi un système où chacun s’équilibre au plus près du réel, ce qui rend la fenêtre de trente minutes tenable.

La publication des données suit un autre rythme. La CRE juge qu’une publication en quasi-temps réel serait contre-productive, parce qu’elle susciterait des arbitrages de la part des acteurs. Elle demande néanmoins à RTE une feuille de route pour accélérer ses publications d’ici le 1ᵉʳ janvier 2029. Le but est d’accélérer, pas d’atteindre le temps réel.

Trois pistes soumises à consultation, une seule retenue

Pour préparer 2029, la CRE a soumis la question des incitations à une consultation publique n° 2026-05, ouverte du 14 avril au 22 mai 2026. Vingt-six acteurs ont répondu, et des échanges bilatéraux ont suivi en juin et juillet. Trois options étaient sur la table : maintenir le PRE tel qu’il est (option 1) ; faire contribuer les RE au financement des réserves d’équilibrage de RTE, à proportion de leurs déséquilibres (option 2) ; rendre le PRE plus incitatif (option 3).

Les positions se sont réparties nettement, selon le résumé qu’en donne la CRE. RTE jugeait les incitations actuelles insuffisantes et défendait l’option 2. La grande majorité des répondants privilégiait le statu quo, l’option 1. Le décompte d’une question voisine, sur le caractère incitatif du PRE, précise le tableau : sur les 20 qui se sont prononcés sur ce point, 13 estimaient le PRE suffisamment incitatif. Tous les répondants, à l’exception de RTE et d’Enedis, considéraient que l’option 2 ne réduirait pas les déséquilibres et augmenterait les coûts, lesquels finiraient répercutés sur la facture du consommateur.

La délibération apporte un point de comparaison. En Allemagne, dont le système électrique est de taille comparable, les déséquilibres à l’entrée de la fenêtre sont deux fois moindres qu’en France. L’écart donne l’ordre de grandeur de l’effort possible, mais la CRE en borne elle-même la portée : la fenêtre allemande est déjà courte et le PRE y est plus incitatif. Diviser par deux les déséquilibres français n’est donc pas un objectif officiel. C’est un repère.

La CRE tranche entre les deux lectures : le PRE lui paraît suffisant aujourd’hui, mais à renforcer pour 2029. Sur la proposition de RTE, sa décision tient en une phrase : « La CRE ne retient pas à ce stade le portage des coûts de constitution des réserves par les RE tel que proposé par RTE dans l’option 2. » Elle retient à la place l’option 3, un PRE renforcé dans une proportion qui reste à définir, applicable à compter du 1ᵉʳ janvier 2029 et pas avant, alors que RTE souhaitait une entrée en vigueur dès 2028.

Le choix se comprend par la manière dont chaque outil agit. Le PRE frappe en temps réel, et seulement ceux qui sont déséquilibrés au pas de temps concerné : l’incitation est immédiate et ciblée. Une contribution aux réserves serait refacturée des mois plus tard, par un flux financier calculé a posteriori, et serait perçue comme un coût transféré au consommateur. Tout se joue sur le délai entre l’écart et sa sanction.

L’ordre de baisse, recours de RTE quand les offres manquent

Les parcs éoliens et solaires entrent dans ce dossier par un détour. Pour le suivre, il faut séparer deux gestes que l’on range sous le même mot d’écrêtement.

Le premier est une décision économique du producteur. Quand le prix de marché devient négatif, vendre sa production revient à payer pour l’injecter. Les parcs rémunérés en complément de rémunération, exposés à ce prix, s’arrêtent alors d’eux-mêmes. Ceux qui vendent sous obligation d’achat, à un tarif garanti, n’ont en revanche aucune incitation à moduler. D’après le bilan de RTE du premier semestre 2025, le passage à un prix négatif peut entraîner l’arrêt ou le redémarrage d’un volume allant jusqu’à 7 GW en moins de vingt minutes, soit l’équivalent d’environ sept réacteurs.

Le second est une décision de RTE. Quand les décisions de marché ne suffisent pas à rétablir l’équilibre, le gestionnaire peut ordonner des baisses de production, et ce pouvoir vaut pour toutes les unités de production, quelle que soit leur taille ou leur filière. Son vecteur privilégié est le mécanisme d’ajustement : les producteurs y déposent des offres, et RTE active celles dont il a besoin, contre rémunération. Ce vecteur n’est pas exclusif. Lorsque les offres de baisse manquent, RTE recourt à des ordres de sauvegarde, hors marché. Le même bilan relève justement un nombre insuffisant d’offres d’ajustement à la baisse avant l’été 2025. L’éolien et le solaire ne bénéficient par ailleurs d’aucune priorité d’injection en France.

Le seuil de 10 MW désigne autre chose. C’est le niveau au-delà duquel une installation est tenue, depuis le 1ᵉʳ janvier 2026, de participer au mécanisme d’ajustement, en application de la loi DDADUE du 30 avril 2025. Il détermine qui doit déposer des offres, pas qui peut recevoir un ordre de baisse.

L’ordre de sauvegarde est donc le recours d’urgence. Selon la CRE, ces écrêtements hors marché ont été activés ponctuellement durant les étés 2024 et 2025 ; les volumes de RTE, détaillés plus bas, sont comptés par semestre et ne les datent pas plus finement. Le contexte, un solaire abondant aux heures où la consommation reste faible, est détaillé dans l’article consacré à la chaleur et au solaire qui mettent le réseau sous tension.

23,5 GWh imposés, face à des térawattheures coupés volontairement

Les volumes de ces baisses viennent des bilans de RTE ; la délibération de la CRE ne les chiffre pas. En 2024, selon le bilan du premier semestre 2025, les baisses de production éolienne et solaire ordonnées par RTE ont totalisé 18 GWh : 10 GWh via le mécanisme d’ajustement et 8 GWh par ordres de sauvegarde. Sur le seul premier semestre 2025, le total atteint 35,5 GWh, dont 12 GWh via le mécanisme d’ajustement et 23,5 GWh par ordres de sauvegarde. En six mois, les ordres hors marché ont presque triplé par rapport à toute l’année précédente.

Ces 23,5 GWh se lisent à côté de la modulation volontaire. Au premier semestre 2025, les parcs ont écrêté d’eux-mêmes 2 TWh en période de prix négatifs, contre 1,1 TWh un an plus tôt ; le solaire est passé de 0,4 à 1,2 TWh, l’éolien de 0,7 à 0,8 TWh. Les ordres de sauvegarde en représentent donc environ 1,2 % : entre la baisse imposée et la baisse choisie, l’écart approche deux ordres de grandeur. Rapportés à la production éolienne et solaire du semestre, qui s’établit par calcul à environ 38,8 TWh (14,3 % des 271,1 TWh produits en France), ils en pèsent environ 0,06 %.

La série annuelle confirme la hiérarchie. Sur l’ensemble de 2025, le bilan électrique 2025 de RTE évalue la modulation volontaire à environ 3 TWh (1,3 TWh d’éolien terrestre, 1,6 TWh de solaire), le double de 2024, pour une production nationale de 547,5 TWh. Le nombre d’heures à prix négatif est passé de 352 à 513 d’une année sur l’autre. En volume, le phénomène qui compte est la modulation volontaire ; l’ordre de sauvegarde vaut surtout pour ce qu’il révèle du fonctionnement du système.

Le bilan semestriel ne mentionne ces ordres qu’en note et n’en analyse pas la hausse. Il documente en revanche, à propos d’autres phénomènes, plusieurs facteurs qui pèsent sur le besoin de baisse : un solaire abondant en milieu de journée face à une consommation faible, qui multiplie les prix négatifs, des offres de baisse insuffisantes, et environ 29 GW d’éolien et de solaire encore sous obligation d’achat sur quelque 51 GW installés fin mai 2025, donc insensibles au prix. Les rapprocher de la hausse des ordres de sauvegarde est une lecture de ces données, pas un lien établi par RTE. La montée du solaire n’est pas propre à la France, comme le montre le solaire, un quart de l’électricité de l’UE. RTE comptait sur l’obligation d’entrer au mécanisme d’ajustement au-delà de 10 MW pour remédier au manque d’offres de baisse. Les capacités éoliennes et solaires inscrites à ce mécanisme sont passées de moins de 0,5 GW mi-2024 à plus de 2 GW mi-2025, puis à 5,6 GW fin 2025. L’effet de cette montée sur les volumes d’ordres de 2026 reste à mesurer : les bilans de RTE exploités ici s’arrêtent à 2025.

Qui indemnise l’énergie non produite

Quand RTE impose une baisse à un parc, deux problèmes naissent en même temps : un écart apparaît dans le périmètre du responsable d’équilibre, qui avait peut-être déjà vendu cette énergie, et le producteur perd une recette. Pour les parcs éoliens et photovoltaïques terrestres, l’article 7.7 de la documentation technique de référence de RTE, dans sa version applicable depuis le 14 octobre 2024, traite les deux pour les limitations décidées afin d’exploiter le réseau et de garantir la sûreté du système. Le texte ne dit pas explicitement s’il couvre aussi les ordres de sauvegarde motivés par l’équilibre entre l’offre et la demande, ceux décrits plus haut : son application à ces épisodes reste à confirmer.

La première étape consiste à reconstituer ce qui aurait été produit. RTE estime une courbe de référence, selon deux méthodes. Pour une limitation courte, jusqu’à 150 minutes en éolien et 60 minutes en photovoltaïque, il trace une droite entre deux points de la courbe de mesure de l’installation elle-même. Au-delà, il s’appuie sur la production des parcs voisins. Si l’énergie était déjà vendue, RTE corrige ensuite le périmètre du RE pour neutraliser l’écart : le responsable d’équilibre n’est pas pénalisé pour une production qu’on l’a empêché de livrer.

Vient l’indemnisation du producteur, versée par RTE et calculée selon son régime de soutien :

• sous obligation d’achat, il reçoit le tarif d’achat multiplié par l’énergie non évacuée, quel que soit le prix de marché ;
• sous complément de rémunération, il reçoit l’écart entre le tarif de référence et le prix de marché, écart qui peut jouer dans un sens ou dans l’autre. Dans ce régime, si le prix spot était négatif, l’énergie non évacuée n’est pas prise en compte et rien n’est dû.

Le zéro à prix négatif ne vaut que pour le complément de rémunération, et il a sa logique. À prix négatif, un parc sous ce régime se serait arrêté de lui-même et n’aurait rien touché ; l’indemniser reviendrait à lui payer une production qu’il n’aurait pas faite. Un parc sous obligation d’achat, qui n’avait aucune raison de s’arrêter, reste indemnisé au tarif.

Une limitation qui passe par le mécanisme d’ajustement sort de ce cadre : l’article 7.7 la considère comme un ajustement, qui relève des règles de ce mécanisme et que le texte ne décrit pas.

Des comptes rectifiés des mois après coup

C’est par ce biais que les écrêtements entrent dans la délibération de la CRE. Le régulateur relève que des corrections tardives des données, sur le PRE comme sur les volumes d’écart, tiennent notamment aux écrêtements hors marché d’actifs renouvelables activés ponctuellement durant les étés 2024 et 2025. Ces épisodes ont été retraités manuellement.

Pour un responsable d’équilibre, la conséquence est concrète. Le prix et le volume d’un quart d’heure donné, qui déterminent ce qu’il doit ou ce qui lui est dû, peuvent être modifiés des mois après les faits. Depuis que le pas de règlement est passé à quinze minutes, c’est à cette maille que l’incertitude se loge.

La CRE partage le constat d’un déficit de communication de RTE sur ces mécanismes, et formule une exigence précise : « les acteurs de marchés doivent pouvoir identifier clairement les pas de temps où des mécanismes hors marché ont été utilisés, et être informés lorsque le traitement de ces mécanismes est terminé ». Autrement dit, savoir quels quarts d’heure sont touchés, puis savoir quand leur calcul devient définitif. Elle demande en outre à RTE un groupe de travail sur la fiabilisation des données.

Les textes ne disent pas quel retraitement est en cause. Le rapprochement avec la correction de périmètre décrite par l’article 7.7 est plausible ; ni la délibération ni la documentation de RTE ne l’établissent.

De la concertation demandée pour l’automne 2026 à la bascule de 2029

La délibération n° 2026-179 est une orientation. Elle ne s’applique à personne en l’état : ses modalités exactes devront être approuvées par la CRE dans une nouvelle version des règles de marché de RTE.

Le calendrier fixé par la CRE comporte trois étapes. Une concertation est demandée à RTE pour l’automne 2026. RTE doit ensuite saisir la CRE d’une proposition de règles de marché d’ici la fin 2027. Le renforcement du PRE est prévu à compter du 1ᵉʳ janvier 2029, en même temps que la fenêtre de trente minutes.

Trois éléments restent ouverts. L’ampleur du renforcement du PRE n’est pas fixée, sa formule non plus. L’affectation du solde financier additionnel qu’il dégagera n’est pas davantage tranchée : il pourrait revenir à la communauté des responsables d’équilibre ou au tarif d’utilisation des réseaux. Tant que ces points ne sont pas arbitrés, aucun effet financier ne peut être calculé.

Une condition de réussite dépasse les règles elles-mêmes. Des RE plus exposés à leurs écarts devront pouvoir s’équilibrer avant l’ouverture de la fenêtre, donc trouver des contreparties sur le marché infrajournalier. Or neuf répondants à la consultation y signalent un manque de liquidité. La CRE indique qu’elle veillera à ce que les acteurs disposant de nombreuses flexibilités, EDF notamment, les mettent sur ce marché en amont de la fenêtre. Si ces flexibilités restent offertes à RTE seul, les acteurs n’auront pas où s’équilibrer dans les trente minutes qui leur reviennent.

Vérifier soi-même : textes, données et prochaines échéances

Pour un ménage, la délibération ne crée aucune obligation. Elle s’adresse à RTE, aux responsables d’équilibre et aux gestionnaires de réseau ; les particuliers équipés de panneaux solaires ne sont pas visés. Si elle touche votre facture, ce sera indirectement, par les coûts du système, qu’il s’agisse des réserves ou du tarif d’utilisation des réseaux, et selon l’affectation du solde que la CRE doit encore choisir. Ni la délibération ni les bilans de RTE ne chiffrent cet effet.

Pour suivre le dossier, trois familles de documents font foi :

• la délibération n° 2026-179 du 10 septembre 2026, mise en ligne par la CRE le 21 septembre, avec son PDF de 16 pages ;
• la consultation publique n° 2026-05 du 14 avril 2026, qui expose les trois options discutées ;
• les bilans semestriels et annuels de RTE, qui donnent les volumes d’écrêtement, volontaires comme imposés.

Les prochains jalons à guetter sont le lancement de la concertation demandée à RTE, la mise en place du groupe de travail sur la fiabilisation des données, puis la proposition de règles de marché attendue d’ici fin 2027. Le tableau ci-dessous résume ce que la délibération oriente, sans rien rendre applicable.

FAQ — équilibre du réseau électrique et baisses imposées aux renouvelables

Qu’est-ce qu’un responsable d’équilibre ?

C’est le compte auquel sont rattachés des sites de production et de consommation : un fournisseur, un producteur ou un agrégateur. Pour chaque quart d’heure, l’écart entre ce que son portefeuille a injecté ou soutiré et ce qui était prévu lui est facturé au prix de règlement des écarts. Le code de l’énergie rend chaque acteur de marché responsable de ses écarts, directement ou par ce biais.

Pourquoi RTE bride-t-il parfois l’éolien et le solaire ?

Quand la production dépasse la consommation et que le marché ne suffit pas à rétablir l’équilibre, RTE peut ordonner des baisses à toute unité de production. Il passe d’abord par le mécanisme d’ajustement, où les producteurs déposent des offres rémunérées ; si ces offres manquent, il recourt à des ordres de sauvegarde, hors marché. Les profils de production des deux filières diffèrent, comme l’explique l’article sur solaire ou éolien, les différences de production.

Vos panneaux solaires sont-ils concernés par la délibération de la CRE ?

Non. La délibération n° 2026-179 vise RTE, les responsables d’équilibre et les gestionnaires de réseau ; elle ne crée aucune obligation pour un particulier. Le seuil de 10 MW au-delà duquel la participation au mécanisme d’ajustement est obligatoire depuis le 1ᵉʳ janvier 2026 ne concerne pas non plus les installations domestiques.

Qui paie l’énergie que les parcs n’ont pas pu produire ?

Pour les parcs éoliens et photovoltaïques terrestres, RTE neutralise l’écart dans le périmètre du responsable d’équilibre et indemnise le producteur selon son régime : tarif d’achat multiplié par l’énergie non évacuée sous obligation d’achat, écart entre tarif de référence et prix de marché sous complément de rémunération, rien n’étant dû dans ce second régime si le prix spot était négatif. Sous obligation d’achat, l’indemnité reste due quel que soit le prix de marché. Ce cadre vise les limitations décidées pour l’exploitation et la sûreté du réseau ; son application aux ordres de sauvegarde motivés par l’équilibre entre l’offre et la demande reste à confirmer. Une baisse passée par le mécanisme d’ajustement est, elle, traitée comme un ajustement, selon les règles de ce mécanisme.

Que change le 1ᵉʳ janvier 2029 ?

La fenêtre pendant laquelle RTE équilibre seul le réseau passe d’une heure à trente minutes, et la CRE prévoit à la même date un prix de règlement des écarts plus incitatif. Ses modalités restent à fixer dans des règles de marché que RTE doit proposer d’ici fin 2027.

Votre facture d’électricité va-t-elle augmenter ?

Les textes publiés sur ce dossier ne permettent pas de le dire. L’effet éventuel passerait par les coûts du système, comme les réserves ou le tarif d’utilisation des réseaux, et dépend de l’affectation du solde financier, que la CRE n’a pas encore tranchée. Aucun chiffrage n’existe à ce stade.

Pourquoi trente minutes ?

Ce délai n’est pas un choix français. Le règlement (UE) 2024/1747 harmonise la fenêtre opérationnelle à trente minutes dans l’Union à partir du 1ᵉʳ janvier 2026, sauf dérogation. La CRE a accordé à RTE en juillet 2025 un report de trois ans, d’où l’échéance du 1ᵉʳ janvier 2029.