Produit qui ne stocke pas encore à grande échelle, l’électricité a toujours connu des prix volatils sur le marché spot. Mais la multiplication de ces épisodes de prix négatifs sur les marchés de gros inquiète en France comme en Europe. Ce phénomène est apparu dès 2009, d’abord en Allemagne. Le rapport couvrant le deuxième trimestre de l’année 2024 publié par la DG Energie de la Commission européenne indique que le nombre d’heures de prix négatifs au 2e trimestre 2024 sur toutes les zones était presque le double de ce qu’il était un an plus tôt (4.166 avec + 189% par rapport à 2023 où le nombre d’heures de prix négatifs était de 1.441, à comparer aussi avec 2022 où il était de 152h sur la même période). Le rapport précise que la majorité de ces prix négatifs s’est concentrée sur mai, et qu’ils sont le reflet d’un besoin accru de flexibilité (effacement notamment), d’interconnexion et de stockage.
Les prix négatifs apparaissent lorsque la demande est plus faible que celle attendue (une étude statistique du début des années 2010 avait démontré que 70% des heures de prix négatifs en Allemagne se produisaient pendant les jours chômés1) et que les moyens de production intermittents (renouvelables) sont abondants lorsque les moyens de production de base (nucléaire ou lignite), peu flexibles, sont en fonctionnement. Dans ce contexte, les moyens de production conventionnels peu flexibles préfèrent continuer à injecter plutôt que de suspendre leur production, et donc proposent des enchères à prix négatifs, pour éviter d’avoir à supporter des coûts d’arrêt-démarrage significatifs.
Ces prix négatifs ont cependant toujours trouvé leurs amateurs comme l’écrivait Jacques Percebois2 : les producteurs suisses qui exploitent des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) et en profitent pour acquérir cette électricité pour monter de l’eau dans un bassin amont et être en mesure de turbiner en pointe, les fournisseurs et les industriels qui s’approvisionnent sur le marché spot ainsi que les clients qui ont choisi des contrats en offre de marché indexée sur le prix spot. Le gain peut être cependant de court terme s’il est associé à une augmentation des prix sur le mécanisme de capacité.
Actuellement, le développement des épisodes de prix négatifs trouve sa source dans la façon dont l’Union européenne a, à la fin des années 2000, choisi de promouvoir certaines énergies nouvelles, via des mécanismes de soutien décorrélés du signal prix. En France, le mécanisme de l’obligation d’achat (OA) incite les producteurs à produire et injecter indépendamment des prix sur les marchés de gros. L’acheteur obligé, responsable du périmètre d’équilibre auquel cette production renouvelable est affectée, vend alors cette production « à tout prix »3 et perçoit un revenu négatif qui est compensé via le mécanisme de compensation des charges de service public4.
Ce biais a d’ailleurs été corrigé avec la refonte des mécanismes de soutien privilégiant une exposition marché des producteurs et une protection contre la volatilité des prix de gros via le complément de rémunération (CR). Les producteurs bénéficiant du complément de rémunération sont ainsi contractuellement incités à arrêter leur production en période de prix négatifs, puisque le CR n’est pas versé dans ces périodes et qu’une prime de non-production aux heures de prix spot négatifs est mise en place.
Mais ce n’est pas suffisant. Quand bien même le volume de contrats sous OA décroît, le régulateur français souhaite freiner plus fortement, en « proposant » aux gros producteurs sous OA une évolution de leur contrat les incitant, grâce à une compensation financière, à ne pas produire en période de prix négatifs. Le CR serait quant à lui adapté à ces périodes de prix négatifs. Enfin, et c’est probablement la suggestion la plus intéressante du régulateur, les plus gros producteurs EnR devraient être incités à participer aux services d’équilibrage, et plus particulièrement au mécanisme d’ajustement.
1 Source https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Communiques_de_presse/import/1402_Reponse-CP-enr-dgec.pdf
2 J. Percebois, « Les risques des prix négatifs de l’électricité » in Constructif, sommaire n°37, mars 2014.
3 Source : Commission de régulation de l’énergie, 26 novembre 2024, Analyse sur le phénomène de prix de l’électricité négatifs et recommandations relatives aux dispositifs de soutien aux énergies renouvelables
4 Voir articles L.121-9, R.121-25 et suivants, R.121-30 et suivants du code de l’énergie.
Article paru dans Option fiance le 4 décembre 2024
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