Le dimanche 5 avril, 3 500 MW d’éolien se sont brutalement reconnectés au réseau français en quelques minutes — l’équivalent de trois réacteurs nucléaires. Ce « stop-and-go » massif, provoqué par le retour des prix de gros en territoire positif, a poussé RTE à agir. Un projet d’arrêté impose un échelonnement strict des arrêts et redémarrages des parcs renouvelables lors des épisodes de prix négatifs. Entrée en vigueur prévue : 1er mai 2026. La filière crie à la précipitation.
L’incident du 5 avril : le « stop-and-go » qui a tout accéléré
Dimanche 5 avril, 18h15. En l’espace de quelques minutes, près de 3 500 MW de production éolienne se reconnectent simultanément au réseau de transport français. Pour se donner un ordre de grandeur : c’est la puissance de trois réacteurs nucléaires qui se rallument d’un coup.
L’explication est mécanique. Quelques minutes avant, les prix de gros de l’électricité tournaient autour de zéro euro par mégawattheure. Les parcs éoliens sous complément de rémunération — incités financièrement à s’arrêter quand les prix sont négatifs — étaient à l’arrêt. Dès que les prix sont repassés en positif, les agrégateurs qui pilotent ces parcs ont relancé les machines quasi simultanément pour vendre leurs électrons.
Ce phénomène de « stop-and-go » est le cauchemar de RTE. Des variations de puissance de plusieurs gigawatts en quelques minutes créent des déséquilibres que le gestionnaire doit absorber dans l’urgence, en activant des réserves d’ajustement coûteuses et en sollicitant d’autres producteurs. Plus la part des renouvelables intermittentes grandit dans le mix, plus ces à-coups deviennent fréquents — et dangereux pour la stabilité du réseau.
Le projet d’arrêté : deux groupes, cinq minutes d’écart
Pour mettre fin à ce désordre, RTE pousse un projet d’arrêté qui impose un protocole d’échelonnement strict à tous les parcs de plus de 10 MW bénéficiant d’un complément de rémunération de l’État.
Le principe est simple : diviser les parcs en deux groupes. Lors d’un passage en prix négatif, le premier groupe doit cesser de produire cinq minutes avant le basculement. Le second groupe, cinq minutes après. Le même décalage s’applique au redémarrage. Objectif, selon Mathieu Pierzo, chargé de l’intégration des marchés chez RTE : éviter le scénario dans lequel tout le monde s’arrête ou redémarre au même moment, ce qui provoquerait des variations de puissance trop brutales pour que le réseau les absorbe sereinement.
La contrepartie est financière : seuls les parcs qui respectent ce calendrier dicté par RTE seront dédommagés. Ceux qui ne se plient pas aux fenêtres d’arrêt imposées ne toucheront aucune compensation.
Le texte a été examiné en Conseil supérieur de l’énergie le 23 mars. Sa publication est attendue à la mi-avril, pour une entrée en vigueur au 1er mai 2026.
La filière dénonce une mesure précipitée
Du côté des producteurs et des agrégateurs, la pilule passe mal. Trois critiques reviennent en boucle.
Le délai est trop court. Entre la publication de l’arrêté (mi-avril) et l’entrée en vigueur (1er mai), les acteurs ne disposeraient que de quelques semaines pour adapter leurs systèmes d’information, leurs contrats et leurs procédures opérationnelles. Pour un agrégateur qui gère des centaines de sites, l’adaptation technique et contractuelle ne se fait pas en deux jours, souligne l’Afieg, l’association des fournisseurs pro-marché.
Les fenêtres de cinq minutes sont rigides. L’incitation naturelle d’un opérateur est de s’arrêter au moment exact du passage en prix négatif, pas cinq minutes avant. Imposer un arrêt anticipé revient à couper la production alors que les prix sont encore positifs — une perte sèche de revenus. Un agrégateur, sous couvert d’anonymat, s’inquiète que cette rigidité pousse les opérateurs à couper massivement leurs parcs en avance pour être sûrs de ne pas rater la fenêtre imposée, ce qui paradoxalement aggraverait le problème.
RTE transfère la complexité vers les agrégateurs. Plusieurs acteurs estiment que le gestionnaire de réseau, qui connaît depuis longtemps le rythme de déploiement des renouvelables, réagit dans l’urgence et fait porter le poids opérationnel sur les opérateurs privés. La charge contractuelle, informatique et organisationnelle est difficile à évaluer dans un délai aussi court.
La CRE avait recommandé d’attendre
Point notable : la Commission de régulation de l’énergie elle-même ne partageait pas le calendrier de RTE. En novembre 2025, la CRE jugeait nécessaire de réaliser un retour d’expérience sur les modalités d’échelonnement déjà appliquées aux parcs plus anciens sous obligation d’achat, avant de les étendre aux parcs sous complément de rémunération. L’autorité indépendante demandait de vérifier que les installations disposent bien de la capacité technique à répondre aux signaux de manière optimale, avec un premier bilan prévu fin 2026.
RTE a choisi de ne pas attendre. Mathieu Pierzo interroge : pourquoi attendre quand les paramètres sont mal ajustés et que la problématique est identifiée et discutée avec la filière depuis des mois ?
Ce que ça change pour les acteurs de l’énergie pilotable
Cet épisode illustre un basculement structurel du système électrique français. La valeur ne réside plus seulement dans la production de mégawattheures — elle se concentre désormais sur la capacité à moduler cette production de manière prévisible et coordonnée. Autrement dit : la pilotabilité.
Pour le stockage (BESS) : chaque épisode de prix négatif est une opportunité manquée de stockage. Si les 3 500 MW qui se sont reconnectés le 5 avril avaient été absorbés par des batteries stationnaires plutôt que déversés d’un coup sur le réseau, le déséquilibre n’aurait pas eu lieu. Le développement des BESS (+6 GW prévus par RTE d’ici 2030) est la réponse directe à cette volatilité croissante.
Pour les agrégateurs et la flexibilité : l’arrêté crée de facto un nouveau service de flexibilité obligatoire. Les agrégateurs qui sauront orchestrer les arrêts et redémarrages de manière fluide se différencieront sur le marché. La gestion fine de la puissance injectable est une compétence qui a désormais une valeur réglementaire, pas seulement marchande.
Pour l’hydrogène : les heures de prix négatifs ou proches de zéro sont le terrain de jeu idéal des électrolyseurs. Au lieu d’écrêter la production ENR, on peut la transformer en hydrogène. Les projets de power-to-hydrogen à proximité des zones de forte production ont un argument économique supplémentaire à chaque heure de surproduction.
Pour le nucléaire : l’incident du 5 avril confirme le rôle irremplaçable des centrales synchrones comme stabilisateur du réseau. Le nucléaire fournit l’inertie mécanique qui amortit les variations de fréquence — une fonction que ni les éoliennes ni les panneaux solaires ne remplissent naturellement.
Et après ?
L’arrêté de RTE est un premier pas, mais il ne résout que le symptôme — les arrêts désordonnés — sans traiter la cause structurelle : la France produit trop d’électricité par rapport à ce qu’elle consomme. En 2025, la production bas-carbone a atteint 521 TWh, un record, tandis que la consommation reste 6 à 7 % en dessous de son niveau pré-Covid.
Le véritable enjeu est l’électrification des usages. Tant que les Français rouleront au pétrole, chaufferont au gaz et que l’industrie n’aura pas basculé vers l’électricité, le réseau produira plus qu’il ne consomme — et les épisodes de prix négatifs se multiplieront.
La PPE3, publiée en février 2026, prévoit l’ajout de dizaines de gigawatts de capacités ENR supplémentaires d’ici 2035. Sans une montée en puissance simultanée du stockage, de la flexibilité et de la demande électrique, la tension entre production et consommation ne fera que s’aggraver. Le projet d’arrêté de RTE est un signal d’alarme autant qu’une mesure technique : le système électrique français entre dans une ère où la pilotabilité de chaque mégawatt compte.
Sources : La Tribune (Marine Godelier, 7 avril 2026) · RTE, Bilan électrique 2025 · pv magazine France
