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Jacques PERCEBOIS

Professeur à l’université Montpellier-I et directeur du Centre de recherche en économie et droit de l’énergie (Creden).

Les risques des prix négatifs de l'électricité

Depuis 2009, sur le marché spot européen de l'électricité, le prix du kilowattheure peut être négatif. France et Allemagne font l'expérience de ce phénomène antiéconomique qui rend plus urgente que jamais une réforme du système d'aide aux énergies renouvelables.

L'électricité est un produit qui ne se stocke pas, du moins pas à grande échelle de façon économique. L'offre injectée sur le réseau doit donc être, à tout instant, strictement égale à la demande soutirée, aux pertes en ligne par effet joule près. Cela explique que sur le marché spot, où les prix se négocient heure par heure, le prix de l'électricité soit très volatil, beaucoup plus que le prix du pétrole, du gaz ou du charbon.
L'appel des centrales électriques sur le réseau interconnecté se fait par ordre de coûts variables croissants, selon la logique dite du merit order (préséance économique). Pour un parc donné, on commence par appeler les centrales dont le coût marginal (coût variable) est le plus faible (centrales hydrauliques au fil de l'eau et centrales nucléaires), puis on fait appel aux centrales à charbon ou au gaz naturel, et on réserve pour la pointe les turbines à combustion qui ne fonctionnent donc que quelques heures par an et qui, de ce fait, sont coûteuses. À défaut de stocker l'électricité, on stocke de l'eau dans des barrages dits « de retenue » on peut aussi importer de l'électricité de l'étranger. Les centrales dont le coût marginal est faible récupèrent leurs coûts fixes lorsque le prix du marché est aligné sur le coût marginal d'une centrale sensiblement plus coûteuse.
Lorsque le système électrique est géré par un monopole public (c'était le cas de la France avant la libéralisation du secteur électrique), la tarification optimale prévoit une différenciation horo-saisonnière des tarifs, avec des prix élevés aux heures de pointe, des prix plus faibles aux heures pleines et des prix encore plus bas aux heures creuses.
La même logique se retrouve sur le marché libre, de façon encore plus accentuée. Si, à un moment donné, la demande d'électricité s'accroît fortement et que l'offre a du mal à suivre par manque d'équipements, les prix s'envolent, car certains fournisseurs sont prêts à payer très cher pour éviter un black-out. On peut aussi procéder à un effacement contractuel d'une partie de la demande (principe du tarif EJP, effacement des jours de pointe) ou à un délestage autoritaire de certains clients. Si, à l'inverse, la demande est faible face à une offre abondante, les prix s'effondrent.

Un phénomène récent

Ce qui est nouveau depuis 2009 sur le marché européen de l'électricité, c'est l'apparition de prix négatifs de l'électricité, d'abord en Allemagne, mais en France également, comme ce fut le cas le 16 juin 2013 lorsque le prix s'est négocié à - 40 euros/mégawattheure (MWh) pendant plusieurs heures alors que le prix du marché est en moyenne de + 50 euros/MWh.
Il y a deux explications principales : d'une part, la crise économique, qui induit une demande d'électricité beaucoup plus faible que ce qui était prévu et de ce fait entraîne une surcapacité de l'offre d'électricité l'injection massive et souvent inopinée sur le réseau d'une électricité renouvelable intermittente mais prioritaire (éolien et photovoltaïque), d'autre part.
Les pays européens ont choisi d'accélérer la pénétration des énergies renouvelables dans le mix électrique (20 % à l'horizon 2020) et, pour cela, ont opté en général pour le système des prix d'achat garantis (feed-in tariffs, ou FIT). Il s'agit d'aider l'éolien et le photovoltaïque, qui sont des énergies intermittentes dont le coût de production est, aujourd'hui encore, sensiblement supérieur au prix moyen observé sur le marché. L'électricité produite par ces équipements est, de par la loi, prioritaire, et elle est achetée par EDF à un prix rémunérateur fixé par les pouvoirs publics, et ce sur une longue période (quinze ans environ). Le surcoût entre ce prix garanti et le prix du marché est financé par une sorte de taxe payée sur leur facture par tous les consommateurs d'électricité, les ménages comme les entreprises (contribution au service public de l'électricité, CSPE). Comme cette électricité est intermittente il faut prévoir des centrales en réserve, qui sont souvent des centrales fonctionnant au gaz naturel (problème dit du
« back-up »
).

L'impact sur les opérateurs

Lorsque la demande d'électricité est faible et que des vents forts soufflent en Europe (en Baltique par exemple), l'offre d'électricité peut devenir excessive, les prix baissent, mais les producteurs d'électricité renouvelable, qui sont rémunérés hors marché, ne sont pas sensibles au prix du marché et ont intérêt à continuer d'injecter du courant. Notons que le coût variable des renouvelables est faible comparé à leur coût fixe et que ces énergies seraient dans tous les cas appelées avant les centrales thermiques. Mais comme leur facteur de charge est faible du fait de l'intermittence, ces énergies renouvelables ne sont pas suffisamment sollicitées par le réseau, de sorte qu'elles sont dans l'impossibilité de récupérer leurs coûts fixes aux heures où les prix du marché sont les plus rémunérateurs cela explique qu'elles soient rémunérées hors marché.

Il faut alors arrêter des centrales thermiques lorsque l'offre est trop forte par rapport à la demande on stoppe en général des centrales à gaz qui, selon le merit order, sont appelées après l'hydraulique, le nucléaire et le charbon. Mais il est coûteux de stopper ces centrales durant quelques heures seulement pour les remettre en marche ensuite. On préfère alors « détruire » une partie de cette électricité excédentaire, non pas physiquement mais économiquement. Lorsque la production de certaines denrées agricoles est excessive par rapport aux besoins du marché, on détruit physiquement une partie de la production pour enrayer la chute des cours. Ici on préfère payer un opérateur pour qu'il débarrasse le marché d'une partie encombrante de cette production. Ce sont les détenteurs suisses de stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) qui en profitent : ils acquièrent cette électricité à prix négatif pour monter de l'eau dans un bassin amont et être en mesure de turbiner aux heures de pointe en remplissant un bassin aval. Rappelons que tous les pays européens sont interconnectés, y compris la Suisse. En Allemagne le prix du spot est parfois tombé à - 500 euros le MWh...

Les fournisseurs et les industriels qui s'approvisionnent directement sur le marché spot de l'électricité et les clients qui bénéficient de contrats dits en « offre de marché », dans lesquels le prix de l'électricité est en partie indexé sur le prix spot, peuvent bénéficier de cette aubaine, mais la plupart des opérateurs en souffrent, surtout ceux qui ont construit des centrales thermiques fonctionnant au gaz. Ces équipements ne sont pas suffisamment appelés sur le réseau, et leur rentabilité s'en ressent : une puissance de près de 50 000 MW de centrales à gaz a été arrêtée et mise sous cocon en Europe, dont plus de 8 000 MW en France. Les centrales à gaz sont aujourd'hui stoppées avant les centrales à charbon, car le prix du charbon est, en Europe, plus faible que celui du gaz. L'abondance de gaz de schiste aux États-Unis a chassé le charbon américain du marché de la génération électrique, et ce charbon, importé en Europe, tend à chasser le gaz européen de ce marché, le gaz européen importé demeurant largement indexé sur le prix du pétrole, qui reste élevé.
Le consommateur domestique et le client professionnel qui achètent leur électricité sur la base des tarifs réglementés de vente (TRV), qui représentent encore la grande majorité des clients en France, ne profitent pas de ces prix négatifs, car plus le prix du marché spot baisse, plus le surcoût entre le prix réglementé garanti aux renouvelables et le prix du marché s'accroît et plus le montant de la CSPE augmente. Celle-ci représente aujourd'hui 10 % du prix moyen TTC payé par un ménage français, contre plus de 30 % en Allemagne...
Mais le principal effet pervers de ces prix négatifs est que le marché n'envoie plus les bons signaux aux investisseurs. Les producteurs d'électricité ne sont plus incités à investir dans le renouvellement et l'extension du parc, et cela peut entraîner demain un risque de black-out en période de pointe.

Quelles solutions adopter ?

Une réforme du système d'aide aux énergies renouvelables est aujourd'hui nécessaire. On peut, par exemple, interdire aux producteurs d'électricité renouvelable d'injecter leur électricité si le prix du marché spot chute en deçà d'un certain seuil. On peut les obliger à vendre leur électricité au prix du marché et leur assurer un complément de revenu, sous forme d'une prime fixe allouée en fonction de la puissance installée et destinée à couvrir une partie des coûts fixes. Ces producteurs seraient ainsi sensibles au prix du marché et adapteraient leur comportement en conséquence. On peut aussi obliger ces producteurs à consommer eux-mêmes une partie de l'électricité renouvelable produite et à vendre le reste au prix du marché ou à un prix bonifié. On peut enfin les obliger à stocker l'électricité excédentaire sous forme d'hydrogène, par l'électrolyse de l'eau, mais la rentabilité économique de cette solution n'est pas garantie aujourd'hui.

http://www.constructif.fr/bibliotheque/2014-3/les-risques-des-prix-negatifs-de-l-electricite.html?item_id=3406
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