Pourquoi l’intermittence compte-t-elle pour l’électricité renouvelable ?

La réponse courte

L’intermittence est l’écart entre la disponibilité physique des ressources renouvelables et l’existence de la demande électrique. Le solaire culmine à midi, la demande en début de soirée ; le vent souffle de manière variable selon les heures, les jours et les saisons. Les facteurs de charge — la part de la capacité nominale effectivement livrée — sont de 23 % pour le solaire US, 34 % pour l’éolien onshore, contre 80 % pour le gaz cycle combiné et 90 %+ pour le nucléaire (EIA 2024).

Le problème économique n’est pas que l’éolien et le solaire soient parfois inactifs. C’est que le coût de leur intégration croît de manière non-linéaire avec la pénétration. Les premiers 10 % de part renouvelable s’intègrent presque gratuitement ; passer de 50 % à 70 % requiert des multiples plus en stockage, transport et curtailment.

Cette non-linéarité, plus que le LCOE moyen, détermine ce qu’un réseau à forte pénétration renouvelable coûte effectivement.

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Ce que disent les données

Les données d’intermittence d’EIA, CAISO, ERCOT et AEMO sont de plus en plus granulaires. Selon les rapports d’opérateurs récents :

• Facteurs de charge US 2024 : solaire PV 23 %, éolien onshore 34 %, gaz CC 80 %, nucléaire 93 % (EIA)
• Curtailment CAISO 2024 : 3,4 millions de MWh solaire et éolien (+29 % YoY)
• Curtailment CAISO 2014-2024 : ~10 millions de MWh cumulés, accélération marquée depuis 2022
• Heures de prix négatifs au Texas (ERCOT) en 2024 : significativement élevées vs 2020, tirées par la concentration éolienne
• Pénétration solaire en Californie : ~28 % de la génération annuelle 2024, dépassant 50 % en pic printanier de mi-journée
• Drop de net-load « duck curve » : rampes printanières 2024 californiennes de 13+ GW en 3 heures
• Stockage batterie en CAISO : 13+ GW opérationnels mi-2025, outil de dispatch principal pour les pics du soir

L’exception qui nuance le tableau : toute « intermittence » n’est pas la même. Le solaire est très prévisible sur le cycle diurne mais vulnérable à la variation saisonnière en latitudes nordiques. L’éolien est moins prévisible sur l’échelle horaire mais plus lisse sur les moyennes mensuelles. Leur combinaison à l’échelle réseau est plus fiable que l’une ou l’autre seule, raison pour laquelle les portefeuilles renouvelables diversifiés surperforment les mono-technologies.

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Pourquoi cela arrive — le mécanisme macro

La courbe de coût d’intermittence a trois caractéristiques structurelles qui déterminent l’économie du réseau.

Canal 1 — Le curtailment comme prix de la pénétration. Quand la génération solaire dépasse la demande à midi et qu’il n’y a nulle part où envoyer l’électricité, la production est curtaillée (délibérément réduite). Le curtailment est une caractéristique, pas un bug — il indique que le réseau atteint sa capacité instantanée d’absorption. Les 3,4 millions de MWh curtaillés par CAISO en 2024 représentent environ 1,5 % de sa production renouvelable totale, mais sont concentrés sur les heures de mi-journée printanières où 90 %+ du solaire marginal est gaspillé. Le coût économique est porté par les développeurs (revenus perdus) ou socialisé via les paiements de capacité.

Canal 2 — Coûts d’intégration non-linéaires. Les études empiriques et de modélisation (NREL, MIT, AIE) convergent sur le constat que les coûts d’intégration montent fortement au-delà de 50-60 % de pénétration renouvelable. À basse pénétration (sous 20 %), la flexibilité du système provenant des centrales thermiques existantes absorbe les renouvelables presque sans coût. Entre 20 % et 60 %, stockage, transport et demand response deviennent essentiels. Au-dessus de 60 %, obtenir les derniers 10-20 % requiert du stockage longue durée (hydrogène, batteries multi-jours) à des coûts qui ne se sont pas effondrés comme ceux du stockage courte durée. C’est la dimension la plus sous-estimée de la transition : l’économie des premiers 50 % n’est pas l’économie des derniers 50 %.

Brève note sur le transport. Le transport longue distance peut substituer au stockage en lissant la variabilité éolienne entre géographies. L’AIE documente que l’expansion réseau est en retard d’environ 60 % sur l’expansion génération mondialement, faisant du transport la contrainte structurante dans de nombreuses régions à forte pénétration.

Canal 3 — Design de marché capacité vs énergie. Les marchés électriques de gros pricaient historiquement l’énergie (MWh livrés). La génération intermittente a un coût marginal quasi nul mais fournit peu de capacité ferme, suscitant des réformes vers les marchés de capacité, les enchères de services auxiliaires et les mécanismes d’adéquation des ressources. La transition vers un design de marché « capacité-et-flexibilité » est incomplète dans de nombreuses juridictions, créant de l’incertitude sur les revenus pour les renouvelables (risque curtailment) et les centrales thermiques (faibles facteurs de charge avec coûts fixes en hausse).

Synthèse par régime : dans le régime d’expansion 2010-2020 avec renouvelables sous 20 % dans la plupart des réseaux, les coûts d’intégration étaient faibles et l’histoire LCOE dominait ; dans le régime à forte pénétration 2022-2025, avec Californie et Texas dépassant 30 % de part annuelle, curtailment, prix négatifs et stockage deviennent les contraintes structurantes ; dans les scénarios cohérents avec 80 %+ de part renouvelable, le stockage longue durée et l’expansion du transport sont les variables critiques, avec des coûts qui peuvent ou non baisser au rythme du solaire PV.

Le coût d’intégrer les renouvelables n’est pas le coût de construire le mégawatt suivant — c’est le coût de garantir que ce mégawatt soit là quand on en a besoin.

→ Cadre : Régimes macro-financiers

Ce que cela signifie pour les acteurs économiques

Épargnants. L’intermittence reconfigure les marchés de gros électriques, avec des effets en aval sur les tarifs détaillants. Les prix de gros affichent une volatilité extrême sur les réseaux à forte pénétration — l’écart entre prix maximum et minimum sur une journée peut dépasser 10x dans CAISO et ERCOT.

Investisseurs. L’économie des projets renouvelables dépend crucialement du profil de prix marchand, pas seulement du LCOE. Les projets en marchés à forte pénétration font face à la « value deflation » — leur génération corrèle avec les périodes de prix bas. Les PPA long terme couvrent cette exposition ; l’exposition marchande non. Les projets de stockage batterie capturent de plus en plus l’arbitrage entre périodes de prix bas et hauts, avec des revenus très sensibles aux dynamiques de pénétration du réseau.

Entreprises industrielles. Les clients industriels avec des charges flexibles (stockage frigorifique, production d’hydrogène, certaines chimies) peuvent monétiser l’intermittence via la demand response. Les charges inflexibles (data centers, fonderies de semi-conducteurs) requièrent une puissance ferme et contractent de plus en plus directement pour du nucléaire, du gaz, ou des portefeuilles d’électricité 24/7 sans carbone qui couvrent explicitement l’intermittence.

Une erreur fréquente est de traiter la pénétration renouvelable comme monotoniquement bénéfique. Au-dessus de certains seuils, le coût économique et opérationnel de la capacité renouvelable additionnelle monte plus vite que sa valeur énergétique, requérant un investissement complémentaire en stockage, transport ou firming. C’est pourquoi les scénarios « 100 % renouvelable » restent fortement dépendants d’hypothèses sur les coûts de stockage longue durée non encore validées à grande échelle.

Observation pratique

Aller plus loin

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Questions fréquentes

Pourquoi le curtailment augmente-t-il si on a besoin de capacité renouvelable ?

Le curtailment indique que la capacité locale du réseau à absorber la production renouvelable a été atteinte sur des heures spécifiques, pas que le réseau n’a pas besoin de plus d’énergie en agrégat. Le curtailment 2024 de CAISO était concentré sur les heures printanières de mi-journée quand la production solaire dépasse la charge et le transport vers les réseaux voisins est contraint. Le même kilowatt de capacité solaire peut être très précieux en soirée mais valoir zéro ou négatif à midi. Les solutions incluent le stockage pour décaler la production dans le temps, le transport pour la décaler géographiquement, et les charges flexibles (recharge VE, production hydrogène) pour l’absorber localement.

L’intermittence peut-elle être résolue avec les seules batteries ?

Les batteries lithium-ion sont bien adaptées à l’arbitrage courte durée (4-8 heures) et aux services auxiliaires. Elles sont économiquement inefficaces pour le stockage multi-jours ou saisonnier, où l’énergie doit être stockée pendant des semaines ou mois. L’AIE et NREL documentent que les réseaux à 80 %+ renouvelable requièrent probablement des technologies de stockage longue durée (hydrogène, air comprimé, thermique, batteries multi-jours) dont les coûts ne se sont pas effondrés comme ceux du lithium-ion. Savoir si les technologies de stockage longue durée suivront une trajectoire de baisse de coût similaire est l’incertitude centrale dans les scénarios à forte pénétration.

L’intermittence signifie-t-elle que les renouvelables ne peuvent pas remplacer le gaz ?

Les renouvelables peuvent remplacer le gaz dans de nombreux rôles mais pas tous. Elles substituent aisément au rôle d’approvisionnement énergétique du gaz (MWh livrés), mais les rôles de capacité ferme et de ramping requièrent du stockage, du transport ou de la génération de secours. La plupart des scénarios de décarbonation cohérents avec 70 %+ de part renouvelable retiennent une certaine capacité gaz pour les réserves d’urgence et l’équilibrage saisonnier, parfois associée à la capture carbone ou à la combustion de biogaz/hydrogène. Le cadrage « remplacement » occulte le fait que le gaz joue plusieurs rôles, dont les renouvelables ne peuvent en remplir que certains aux coûts technologiques actuels.

Mis à jour le 21 juillet 2026