L’Europe a réussi à déployer rapidement et à très grande échelle des énergies renouvelables de production intermittente (EnRi) — éoliennes terrestres et marines ou installations solaires photovoltaïques (parcs et individuelles). Mais, depuis, les systèmes électriques connaissent des déséquilibres majeurs qui se traduisent par un fonctionnement de plus en plus volatil des marchés spot avec l’apparition d’épisodes de prix négatifs, ainsi que des restrictions de production de certains équipements solaires ou éoliens imposées par les gestionnaires de réseau en raison des congestions. Ces prix négatifs comme ces restrictions de production sont dus à l’inadaptation des systèmes électriques à la présence croissante de productions ENR intermittentes.
Après le long épisode de prix extrêmes autour de 300 €/MWh et plus, dû à la flambée des prix du gaz en 2022-23, on assiste depuis quelques mois à leur oscillation chaotique autour de niveaux beaucoup plus bas. Leur volatilité a beaucoup augmenté tant en niveau qu’en fréquence. Au cours des six derniers mois, de nombreux jours ont vu alterner des prix profondément négatifs et des prix dépassant largement 100 €/MWh.
En Allemagne par exemple, le 14 avril 2024, les prix sont passés de –150 € le MWh à 15h à +130 €/MWh à 19 h. Le nombre d’heures où les prix sont nuls ou faibles sont de plus en plus importants dans les pays européens (par exemple en Espagne 110 heures en 2023 et autant sur le premier semestre 2024), tandis que les épisodes de prix négatifs se multiplient.
Volatilité des prix horaires de l’électricité sur le marché allemand le 14 avril 2024
Prix en euros du MWh, échelle de gauche. Les prix négatifs ont atteint -150 euros, ce que l’échelle du graphique ne permet pas de montrer. Source : https://www.rte-france.com/eco2mix
Les prix négatifs s’expliquent par des offres sur le marché horaire de producteurs conventionnels peu flexibles. Ils préfèrent payer pour rester en fonctionnement pendant les heures d’abondance des productions d’EnRi, avant le moment où la production solaire décroît et la demande augmente en fin de journée, car leurs coûts de démarrage et de montée en puissance sont élevés. Ce dernier phénomène, qui paraît aberrant aux yeux de non-spécialistes, se manifeste d’abord dans les pays où les renouvelables intermittentes occupent une part importante dans la production totale comme l’Allemagne, l’Espagne, le Pays-Bas, le Danemark où cette part est de plus de 40%. Mais la France, avec seulement 15% d’EnRi, n’y échappe pas du fait de l’intégration de son marché par les interconnexions avec celui de l’Allemagne. Ce même jour du 14 avril 2024, le prix de gros a oscillé entre + 30 €/MWh et – 55 €/MWh en France (voir ci-dessous). En 2023, on a ainsi compté en France presque 150 heures de prix négatifs contre 300 heures pour l’Allemagne.
Volatilité des prix horaires de l’électricité sur le marché français le 14 avril 2024
Prix en euros du MWh, échelle de gauche. Source : https://www.rte-france.com/eco2mix
Autre élément surprenant pour les non-spécialistes, dans beaucoup de pays d’Europe les productions de certains équipements solaires ou éoliens sont bridées par le gestionnaire de réseau pendant certaines heures, ce qu’on appelle des « écrêtements ». Ils peuvent apparaître comme un gaspillage d’énergie gratuite. Mais, comme on le voit plus loin, ils sont rendus nécessaires par les contraintes d’équilibre technique du système face à des engorgements du réseau en certains points du système. Les réseaux électriques sont aussi vulnérables aux surproductions qu’aux sous productions.
Le marché n’est pas dysfonctionnel
Les marchés qui semblent être devenus fous, en fait ne sont pas défectueux. Leur première fonction est de permettre de coordonner en temps réel les différentes productions pour satisfaire l’ensemble de la demande et garantir l’intégrité des réseaux. En revanche, ils sont devenus totalement dysfonctionnels dans leur seconde fonction qui est la coordination de long terme en envoyant les bons signaux pour investir.
On doit rappeler d’abord que le marché de l’électricité est obligatoirement structuré en marchés à pas horaire du fait de la non-stockabilité de l’électricité. Il est logique que, sous l’effet de la concurrence entre les producteurs, ceux-ci soient amenés chaque heure à faire des offres de prix qui soient alignées sur le coût marginal de chacun de leurs équipements (en général le coût du combustible). Il s’agit de s’assurer qu’ils soient appelés par le marché qui classe les offres par « ordre de mérite ».
Or les EnRi ont un coût marginal nul. Dans le récent régime des contrats de compléments de rémunération …
