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Les prix négatifs sur le marché de l’électrique

Pourquoi en arrive-t-on à des prix négatifs de l’électricité ?

Un prix négatif apparaît sur le marché de l’électricité à la suite d’un déséquilibre entre l’offre et la demande dans le cas où l’offre est supérieure à la demande.

Cet hiver en Belgique, le marché a été déséquilibré avec une pénurie d’électricité liée à la forte indisponibilité du parc nucléaire (6 centrales arrêtées), le prix du Mégawattheure (MWh) avait alors dépassé les 500€… En avril 2019, la production a été bien plus forte : six des sept réacteurs ont fonctionné parfaitement et le vent a été très fort, ce qui a créé un important surplus d’électricité sur le réseau, notamment issu des parcs éoliens. Le prix du Mégawattheure est donc passé de 50€ en moyenne à 13€ très rapidement avec certaines heures où il est même descendu ponctuellement sous la barre des 0€, créant ainsi des « prix négatifs ».

Durant ces courtes périodes, les consommateurs étaient payés pour consommer de l’électricité !

Exemple de prix négatifs révélés en mars dernier en France.

Comment en est-on arrivé là ?

Avec l’essor des énergies renouvelables (solaire et éolien principalement), les productions d’électricité sont de moins en moins prévisibles. Ainsi, il arrive que certaines heures dans l’année, les jours très favorables à la production renouvelable (soleil, vent), le réseau électrique national se trouve en état d’excédant d’énergie que la demande ne suffit pas à absorber : l’offre est alors supérieure à la demande.

L’UE, via la directive Européenne sur les Grandes Installations de Combustion (dite IED), veut favoriser les énergies renouvelables et accélérer la transition énergétique en Europe. Ainsi, dès lors qu’un parc de production renouvelable entre en production, avec la capacité d’injecter de l’énergie sur le réseau national d’un pays européen, celui-ci est favorisé par rapport aux productions d’origine fossile (telles que le charbon) ou nucléaire. Les gestionnaires de réseaux électriques se voient donc parfois obligés d’acheter l’énergie des sources de production renouvelable même s’il n’y en a pas obligatoirement besoin.

En parallèle, le parc nucléaire n’offre presque aucune flexibilité court terme et les centrales thermiques ont un fonctionnement assez « rigide » avec cycle d’arrêt/démarrage relativement lent. C’est pourquoi certains jours la quantité d’électricité produite est tellement abondante qu’elle dépasse la quantité d’électricité consommée sans que le gestionnaire n’ait les moyens d’intervenir rapidement.

Le surplus électrique ne pouvant pas toujours être écoulé (vendu) vers les pays voisins, et ne pouvant pas non plus être stocké dans son intégralité, les gestionnaires de réseaux doivent trouver des solutions alternatives.

Les solutions actuelles

A ce jour, il existe quelques solutions pour gérer ce surplus énergétique.

Le stockage : Utiliser le turbinage des stations hydrauliques de transfert d’énergie par pompage (STEP) permet en fonction du besoin de consommer rapidement de l’énergie stockée par le pompage d’une masse d’eau vers une altitude plus élevée (retenue au sommet des montagnes), transformant l’énergie électrique en énergie potentielle à utiliser ultérieurement.
Mais ces actifs sont très peu nombreux et ne constituent donc pas une réponse globale au problème du surplus mais plutôt une solution ponctuelle.

L’ajustement : le gestionnaire de réseau met en place un système d’offre d’énergie à la hausse et à la baisse. Dans le cas d’une surabondance électrique, le gestionnaire de réseau a la possibilité d’activer les offres à la baisse (provenant principalement des énergéticiens (EDF, ENGIE, etc.). Ces offres à la baisse sont : diminution ou arrêt de production de centrales électriques, pompage – turbinage, augmentation de la consommation clients, etc.

Les solutions durables de demain

A moyen terme, avec l’essor de nouvelles technologies permettant de valoriser la flexibilité de sites de production comme de sites de consommation, ces périodes de prix négatifs seront sûrement voués à diminuer, voire disparaître.

Beaucoup de pays investissent dans des projets de recherche et développement pour créer des structures capables de stocker et rediffuser de grandes quantités électriques sur tout un réseau national. C’est un enjeu majeur de la transition énergétique.

Des entités comme NextFlex, entité de « Demand Response » du groupe ENGIE, quantifient, valorisent et gèrent opérationnellement la flexibilité électrique d’un nombre de sites, industriel et tertiaire, toujours plus important.

Au cœur de systèmes électriques en pleine mutation au sein desquels l’intermittence augmente et la prévisibilité diminue, la flexibilité sera de plus en plus valorisée. L’augmentation des capacités flexibles (en production comme en soutirage) devrait permettre de réduire la volatilité des prix et, à terme, faire que les phénomènes de « prix négatifs » ne soient plus qu’un souvenir.

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