Tijdens een Zuid-Wester Storm
Lorsque le zéphyr souffle sur notre continent, près de 80.000 éoliennes tournent à plein régime et fournissent une puissance instantanée parfois supérieure à 150.000 MW. Si la consommation est faible au moment où le vent souffle, les prix de l’électricité sur les marchés de gros s’effondrent pendant quelques heures. Un phénomène qui a tendance à se multiplier. A qui profite cette situation ?
Aujourd’hui, près de 200.000 MW de capacité éolienne sont installés en Europe. Le chiffre a triplé en 10 ans, soutenu par une croissance annuelle moyenne de 11% depuis 2008.
Et à en juger par le nouveau Green Deal de l’Union Européenne, le développement de l’énergie éolienne, particulièrement en mer, n’est pas prêt de fléchir.
Une bonne nouvelle pour nos émissions de CO2. Mais le foisonnement croissant de nos éoliennes multiplie les périodes de surproduction d’électricité. Car s’il est possible, en cas de grands vents, de moduler une centrale au gaz ou une centrale au charbon, il n’est pas possible pour autant de l’éteindre, et encore moins de mettre un barrage hydroélectrique ou une centrale nucléaire à l’arrêt.
Pourquoi des prix négatifs de l’électricité ?
Lorsque plusieurs centrales nucléaires ne sont plus opérationnelles, le prix de l’électricité peut atteindre des sommets et grimper par exemple jusqu’à 500 € le mégawattheure (le prix spot[1] actuel se situe autour de 50 € le mégawattheure).
A l’inverse, lorsqu’une forte production se combine à une faible demande (par exemple durant le week-end ou en période de vacances), le réseau produit un excédent d’électricité. Celui-ci doit impérativement être consommé pour éviter une congestion du réseau, quitte à vendre le courant à un prix négatif. Au début de ce mois de décembre, la force d’éole a fait chuter les prix sur le marché de gros européen jusqu’à -110 € le mégawattheure.
Pendant ces courtes périodes, les producteurs qui ne peuvent techniquement pas mettre leur centrale à l’arrêt doivent payer pour écouler leur production, tandis que certains gros acheteurs (industries chimiques, ou métallurgiques) sont rémunérés pour consommer davantage.
Ces prix négatifs traduisent une réalité économique : en période de surproduction, les interconnexions des réseaux européens qui permettent, en temps normal, d’exporter l’excédent d’énergie, sont saturées, et les moyens de stockage (pompage-turbinage) sont pleinement utilisés. Mais c’est également – et surtout – pour des raisons de rentabilité que la production n’est pas jugulée. Il est en effet moins coûteux de continuer à faire tourner une centrale au gaz pendant quelques heures, que de l’arrêter.
Bonne ou mauvaise nouvelle pour le citoyen ?
Ces mouvements à très court terme ont très peu d’influence sur la facture des ménages, puisque la plupart des contrats de fourniture pour les particuliers sont adossés à des achats à terme fixe de deux ou trois ans. Mais la multiplication des épisodes de prix négatifs indique que l’offre en électricité tend à augmenter, sauf si plusieurs centrales nucléaires venaient à fermer définitivement.
Puisque l’électricité répond à la loi de l’offre et de la demande comme toute autre commodité, on peut donc imaginer qu’à terme, le développement de l’énergie éolienne aura tendance à pousser les prix de détail vers le bas, et contribuera dès lors à réduire le prix du kilowattheure, ou du moins à le stabiliser.
Toutefois, des prix négatifs sur le marché de gros n’annoncent pas qu’une bonne nouvelle. Une multiplication des épisodes de surproduction crée de l’incertitude sur les marchés, et traduit un déséquilibre. Les spécialistes parlent de destruction de valeur, car le marché de l’électricité ne couvre plus les coûts de production réels.
A quelque chose malheur est bon, dit toutefois le proverbe : les prix négatifs permettent d’accélérer le développement des capacités de stockage à grande échelle, nécessaires à la croissance des énergies renouvelables. La technologie basée sur l’hydrogène peut s’en trouver également stimulée.
Faudrait-il adapter la rémunération de la production d’énergie renouvelable ? Certains l’affirment, car la prime perçue permet aux producteurs de renouvelable de supporter des prix négatifs pendant quelque temps, à l’inverse des producteurs conventionnels. Mais, bien que la rentabilité croissante des moyens de production renouvelable permette de se passer de plus en plus du soutien public, on ne peut prendre le risque de supprimer tout soutien et de voir les investisseurs se désintéresser des énergies renouvelables. Le retard de l’Europe par rapport aux objectifs qu’elle s’est fixée, et l’urgence climatique sont là pour nous le rappeler.
[1] Prix spot : prix d’une marchandise dans un marché au comptant
Commentaires
Les prix négatifs engendrent des pertes pour les opérateurs concernés. A terme, ce sont les usagers qui en payeront les conséquences, soit parce que le gouvernement concerné devra renflouer son opérateur avec des fonds publics (donc du contribuable) soit parce que l'opérateur augmentera ses prix dans les périodes qui lui seront plus favorables.
Sinon, il semblerait que le moteur européen de l'éolien soit en panne (je parle de l'Allemagne qui tire le secteur depuis 10 ans). La capacité de nouvelles éoliennes passerait ainsi d’une puissance installée totale annuelle de 5 330 MW en 2017 à 1 100 MW en 2019. Avec seulement 507 MW installés entre janvier et septembre 2019, le développement du secteur éolien est au plus bas depuis vingt ans. L’agence pour l’énergie éolienne allemande tablait en fin d'année dernière sur la mise en service de 1 000 MW maximum pour 2019, très loin des 2 800 MW alloués par le gouvernement allemand. La fédération de l’énergie éolienne allemande (Bundesverband Windenergie) annonce une perte de milliers d’emplois qui s’ajoute aux 10 000 emplois déjà perdus dans le secteur les années précédentes.
Bref votre "croissance annuelle moyenne de 11% depuis 2008" est peut-être vrai en moyenne mais il n'est 1) pas constant 2) pas représentatif de la situation actuelle.
Un prix négatif pour recharger nos trois véhicules électriques où pour faire fonctionner notre pompe à chaleur sur nappe. Je demande que cela, seulement il faut mettre en place la Blokchain de l’énergie correspondante. Nous sommes en tarif tempo dépuis années.
https://www.lemondedelenergie.com/blockchain-energie/2019/03/19/
Aujourd’hui les solutions doivent absolument aboutir, les capacités de stockages existent. Elles sont même énormes avec les centaines de milliers de véhicules électriques vendu chaque mois: voitures camions cars bus bateaux vélos scooters trottinettes et même avions. Avec une capacité qui est déjà aujourd’hui autours de 60 kWh en moyenne par voitures les capacités sont énormes. Alors au travail et encore une fois on va très vite savoir qu’elles sont les pays les plus pragmatiques et efficaces. Certains ont déjà des tarifs d’électricités pour les particuliers adapté aux surproductions comme en Californie depuis plusieurs années.
Quand on y pense ce n’est qu’une question de tarif flottant et de recevoir l’information en temps réel. Ni plus, ni moins!
La difficulté, c'est que le coût de l'électricité pour un particulier ne dépend du coût de production que pour 1/3, les 2/3 restant étant pour moitié des taxes (majoritairement assises sur le nombre de kWh), et du transport/distribution (dont le coût ne varie pas en fonction des surproduction ponctuelles)... Il y a plein de choses à inventer, mais aujourd'hui il est compliqué d'envoyer un signal prix clair aux particulier en dehors des systèmes type EJP / Tempo. On voit malgré tout arriver des incitations à une recharge plus intelligente de véhicules électriques, mais plutôt en passant par des agrégateurs qui pilotent les charges non urgentes (on arrête la charge pendant les pics de consommation, on charge à fond pendant les surproductions), et valorisent ce service auprès de fournisseurs ou d'opérateurs réseau type RTE. Ils gratifient ensuite leurs clients, mais pas directement via une baisse de leur facture électrique qui reste inchangée (par exemple : https://charging.bmwgroup.com/web/360electric-international/bmw-digital-charging-services )
Dernière remarque, je ne sais pas si l’auteur parle de la Belgique ou de La France mais lorsqu’il écrit que les producteurs EnR peuvent supporter les prix négatifs sur une courte période c’est inexact en France, les EnR en obligation d’achat sont complètement protégés des prix du marché, leur production sont payés à prix prédéfinis, ils peuvent tenir indéfiniment avec des prix négatifs sans aucun impact pour eux
En Espagne, les prix négatifs n’existent pas, les règles marché ne le permettent pas. Couplé à une taxe à l’injection, des producteurs éoliens arrêtent eux même une partie de leur production lors de ces épisodes de prix bas. Tout ça sans compter que la majorité des EnR ont l’obligation de proposer le disponible au mécanisme d’ajustement, ce qui permet de les faire moduler lorsque le système est trop long. On attend encore ce genre de régulation intelligente en France. Avec 23 GW d’éolien installé (2 fois plus qu’en France), on ferait bien de s’en inspirer
Cet article est bizarre car il commence par expliquer que les prix négatifs sont plus ou moins de la faute de l'éolien, ce qui est vrai, mais conclut en disant qu'il faut continuer à soutenir l'éolien...
Pour info, une centrale nuc française peut moduler sa puissance de 80% en 30 minutes.
30 minutes c’est un peu optimiste mais oui le nucléaire français est l’un des rares à pouvoir moduler et faire du service système fréquence
Les prix négatifs constituent un problème bien minime face aux bénéfices qu’apporte l’éolien : la réponse n’est pas de stopper le développement des EnR, mais au contraire de se débarrasser des énergies fossiles. C’est une profonde transition qui entraîne aujourd’hui certains déséquilibres sur le marché. Mais on n’a pas construit Rome en un jour ; ce n’est qu’une question de temps. La réponse à ce problème est multiple : stockage, déplacement de charge, V2G avec les voitures électriques, etc. Et ce n’est pas en arrêtant de développer l’éolien qu’on va stabiliser le réchauffement climatique.