La Fibre
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Bistro => Discussion démarrée par: alain_p le 06 avril 2024 à 22:19:51
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Une surproduction en journée à cause des énergies renouvelables rend les prix négatifs et menace les investissements dans la production d'électricité :
Vivien l'avait souligné récemment dans un tweet, mais avec l'accroissement de la production du photovoltaïque un peu partout en Europe, ainsi que de l'éolien, et avec le retour du beau temps et l'allongement des journées, il y a une surproduction d'électricité en milieu de journée, rendant les prix de marché de gros de l'électricité négatifs. Voir l'illustration ci dessous tirée d'eco2mix. On voit sur le schéma que les prix de l'électricité de l'Allemagne, la Belgique et de la Suisse sont très négatifs (~-50 € le MWh), vers 13-14h. Au point que l'on devra payer les centrales solaires pour qu'elles se déconnectent du réseau, pour rétablir l'équilibre production/consommation, qui doit être respecté à tout moment de la journée. Car elles le peuvent facilement, mais pas les centrales nucléaires ou au gaz.
https://twitter.com/lafibreinfo/status/1771511315359543406
https://www.rte-france.com/eco2mix/les-donnees-de-marche
Par contre, la nuit, où le solaire ne produit pas, la surproduction cesse, et les prix redeviennent positifs. Mais cette tendance rend problématique la rentabilisation des investissements dans la production d'électricité, par exemple ceux du nucléaire, on a vu les énormes coûts des EPR, à Flamanville, mais aussi à Hinkley point 2, en Angleterre, où celle-ci a promis à terme un prix d'achat de plus de 100€ le MWh (qui risque déjà d'être insuffisant, sauf sur la durée longue, pour rentabiliser le projet).
En France, l'accord entre EDF et l'état prévoyait un prix de référence d'environ 70 € le MWh. Et vu la baisse des prix, les industriels ne sont pas pressés comme le demande EDF, de passer des contrats à long terme à ce prix là...
Les énergies renouvelables sont en plein essor. L'Allemagne indiquait récemment qu'elles assuraient désormais plus de 50% de sa consommation (mais c'est une moyenne sur l'année). Comme le solaire, et l'éolien sont des énergies intermittentes, il faut maintenir des moyens de productions de base qui ne dépendent pas de la météo, et en Alllemagne, c'est d'abord le gaz. Mais au prix actuel du gaz, ces centrales ne vont pas être rentables.
En France, c'est plutôt le nucléaire, mais au coût de constructions des nouvelles centrales nucléaires, et il faut des investissements massifs, car les actuelles dépassent les 40 ans, elles ne pourront pas être maintenues éternellement, les nouvelles auront beaucoup de mal à être rentables.
On risque d'arriver à une situation où les opérateurs de moyens de production de base pourraient aller vers la faillite, et il sera aussi difficile de financer les gros investissements nécessaires dans les lignes à très haute tension...
Voir par exemple La Tribune du 3 Avril :
Electricité : l'ère des prix négatifs commence
Lundi 1er avril, les prix de l’électricité sont passés en négatif en France, en raison d'une offre excédentaire. Résultat : de nombreux champs d'éoliennes se sont découplés du réseau provoquant une chute brutale de la production. Mais ce phénomène n’est pas forcément une bonne nouvelle pour le consommateur, et met en lumière la nécessité de repenser les mécanismes de marché et d'encourager la flexibilité de la demande.
Marine Godelier - 03 Avr 2024, 19:40
Après la flambée exceptionnelle des cours de l'énergie pendant la crise, c'est un nouveau phénomène qui préoccupe les professionnels du secteur : celui des prix négatifs. Et pour cause, alors que le monde installe de plus en plus d'énergies renouvelables intermittentes, dont la contribution au réseau dépend de la météo, l'électricité devient surabondante à certaines heures de la journée, au gré du vent et du soleil...et inversement lors des pics de consommation. Ce qui fait drastiquement varier les prix, de plus en plus volatils. Ainsi, ce lundi 1er avril, alors que le vent soufflait copieusement, les prix sont passés en négatif en France dès 14 heures, en raison d'une offre excédentaire d'électricité par rapport à la demande.
En réaction, de nombreux champs d'éoliennes se sont découplés du réseau, cette source d'énergie passant en quelques minutes de 10 gigawatts (GW) à seulement 5 GW, selon les données du Réseau de transport d'électricité (RTE) ! Et ce n'est pas forcément une bonne nouvelle pour le consommateur.
Prime à l'arrêt
En effet, puisque l'électricité ne se stocke pas à grande échelle, les prix peuvent tomber en-dessous de zéro en période de forte production d'énergies renouvelables et de faible consommation, lorsque des actifs non flexibles (comme les centrales au gaz et, dans une moindre mesure, les centrales nucléaires) soumettent des offres négatives pour éviter les coûts de redémarrage.
« Autant une éolienne c'est presque du « ON/OFF », autant si l'on arrête d'autres installations, comme des centrales au gaz, au charbon ou nucléaire, ce n'est pas évident de les faire repartir. Ainsi, si celles-ci ne peuvent pas réduire leur production pour des raisons techniques, économiques ou de sécurité, elles préféreront payer pour continuer à produire », précise à La Tribune Mathieu Pierzo, directeur marchés de l'électricité chez RTE.
D'habitude, en France, c'est surtout le nucléaire qui réduit la voilure pour éviter ce phénomène, et essuie les pertes en modulant. Mais ce repli a des limites :
« Une centrale nucléaire peut baisser sa production jusqu'à un certain point, mais aller jusqu'à l'arrêt de tranche est compliqué et impliquera des temps plus longs pour la remettre en marche. L'exploitant va donc payer quelqu'un sur le marché pour lui prendre cette énergie, afin d'éviter de couper sa centrale », précise Corentin Sivy, directeur stratégie et business chez l'exploitant de parcs d'énergies renouvelables BayWa.r.e. France.
Or, dans ce cas de figure, ce sont les producteurs d'énergies renouvelables qui doivent diminuer leur production. En effet, tous les opérateurs de champs éoliens et solaires qui se trouvent sous contrat avec l'Etat (c'est-à-dire la grande majorité d'entre eux) doivent s'ajuster. « S'ils peuvent démontrer qu'ils n'ont pas injecté dans le réseau lors des heures de prix négatifs [ce qui arrive une centaine d'heures par an, ndlr], le contrat indique qu'ils seront rémunérés pour ça. C'est ce qu'on appelle une prime à l'arrêt », explique-t-on chez RTE. L'idée est ainsi de juguler le surplus d'électricité afin de maintenir l'équilibre.
Seulement voilà : avec la pénétration toujours plus forte de ces énergies, la situation arrivera de plus en plus fréquemment. Par conséquent, « ce système va finir par être remis en cause car il va couvrir des volumes importants », estime Corentin Sivy. « Ce que le consommateur gagnera quand les prix sont négatifs, il le perdra à travers la compensation au producteur. Celui-ci vendra d'ailleurs toujours au même prix quel que soit les cours du marché, puisque l'Etat lui paie la différence entre ces cours et un niveau prédéfini dans le contrat », ajoute l'économiste Jacques Percebois, spécialiste du marché de l'électricité.
Principe du coût marginal
Surtout, le phénomène interroge sur l'avenir même de ce fameux marché de l'électricité en Europe. Car celui-ci rendra difficile le financement des moyens de production nécessaires en période de pointe, en premier lieu le gaz. « Avec des prix négatifs à certains moments, il va être de plus en plus compliqué de les rentabiliser. C'est l'énorme sujet qui nous agite tous », pointe Corentin Sivy.
Pour le comprendre, il faut se plonger dans la manière dont fonctionne ce marché. Concrètement, celui-ci obéit au principe du coût marginal : pour répondre à la demande qui varie à tout instant, les centrales sont appelées dans l'ordre croissant de leurs coûts de fonctionnement, qui dépendent largement du prix du combustible. Et dans ce système d'enchères perpétuelles, le prix final du mégawattheure (MWh) s'aligne sur celui de la dernière centrale appelée sur le Vieux continent, soit la plus chère (souvent une centrale à gaz).
« Il est évident qu'un propriétaire d'une centrale à gaz ne va la déclarer disponible que si elle ne fonctionne pas à perte. C'est pour ça qu'il faut que le prix de l'électricité soit calé, heure par heure, sur le fonctionnement d'une centrale à gaz si j'en ai besoin à cet instant. A ce moment, toutes les autres centrales dont les coûts de fonctionnement sont inférieurs bénéficient donc d'une rente infra-marginale, que l'Etat veut capter », note Jacque Percebois.
Seulement voilà : si demain, il n'y a plus de centrales à charbon et presque plus de centrales à gaz pour des raisons écologiques, ce modèle ne fonctionnera plus. « En France, la centrale marginale sera le nucléaire. Or, ses coûts variables sont faibles, de l'ordre de 15 euros du MWh. En vendant son électricité, l'exploitant récupèrera donc ces coûts de fonctionnement, mais pas les coûts fixes, qui sont beaucoup plus importants. Il risque donc de tourner à perte ! », poursuit l'économiste.
Conscient de ce problème, le gouvernement français s'est d'ailleurs battu pour revoir le marché européen de l'électricité, afin de pouvoir administrer les prix du nucléaire, en les protégeant face à ces risques du marché.
« C'est le gros problème du marché fondé sur le coût marginal : comme il ne fonctionne pas bien car les cours sont tantôt trop hauts, tantôt trop bas, il faut des rustines. Et ce, pour aider certaines énergies quand les prix sont trop bas, comme les subventions aux renouvelables et peut-être demain au nucléaire, et récupérer les rentes quand ils sont trop élevés », poursuit Jacques Percebois.
Mais ladite réforme ne remet pas en cause le principe du coût marginal. Si bien que, lorsque les quelques centrales au gaz seront appelées à la pointe (puisqu'elles ont l'avantage d'être facilement pilotables à la hausse), les prix risqueront de varier à l'extrême. En Allemagne, qui a décidé de sortir de l'atome civil, la question se fait d'ailleurs de plus en plus pressante. « Pendant les heures où il n'y aura pas assez d'énergies renouvelables pour répondre à la demande, l'électricité y coûtera peut-être 300-400 euros par MWh », glisse off-the-record par une personnalité très haut placée du secteur de l'énergie.
Baisser, éteindre, décaler
C'est d'ailleurs pour cette raison que RTE espère lisser la pointe. Et ce, grâce à ce qu'on appelle la « flexibilité de la demande ». « Plus on peut déplacer de la consommation pour la mettre en face de ces heures de forte production décarbonée, mieux c'est. Il faut réfléchir à des signaux tarifaires », souligne Mathieu Pierzo. Cela donc s'appuie en partie sur un changement de comportement des usagers, qui peuvent contribuer à « gérer les bosses et les creux » de la production en décalant leur consommation.
Ce qui pourrait « faire baisser le coût global du système », expliquait déjà en octobre à La Tribune le président de RTE, Xavier Piechaczyk. Cette nouvelle façon de consommer son électricité ne pourra se généraliser que par le biais d'incitations financières, à l'image du système de tarifs heures pleines et heures creuses mis en place il y a quarante ans pour encourager les Français à enclencher leur ballon d'eau chaude la nuit.
« Aujourd'hui, c'est bien ancré dans les esprits, mais ce n'est pas suffisant, dans le sens où encore beaucoup de Français ne sont pas sur ce système-là, prévient le patron de RTE. Ce mécanisme concerne environ 15 millions de consommateurs sur une assiette de 39 millions. On pourrait faire beaucoup mieux », pointait Xavier Piechaczyk en octobre.
Pour l'heure, cependant, ce n'est pas la piste privilégiée par le gouvernement. En février, celui-ci a décidé de remonter la Taxe intérieure sur la consommation d'électricité (TICFE) à 21 euros par MWh, après l'avoir abaissée à 1 euro par MWh pendant la crise. C'est d'ailleurs la hausse de cette accise qui explique l'augmentation de 10% des tarifs pour les particuliers au 1er février. Or, celle-ci s'applique à tous au même niveau quelque soit l'heure de consommation ; une philosophie bien éloignée de celle prônée par RTE.
https://www.latribune.fr/climat/energie-environnement/electricite-l-ere-des-prix-negatifs-commence-994515.html
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Vu qu'on entre dans un monde où la production n'est plus totalement pilotable, je pense que pousser pour que les consommateurs n tiennent compte est une bonne chose. A mon avis meme, les tarifs fixes 24/365 ne devraient plus exister.
Par contre coté production aussi ca pousser pour etre plus modulable. Que ceux qui produisent au soleil ou au vent soient incités a stocker quand leur elec ne vaut rien. Il y a des systemes de batteries (pas au lithium) qui emergent et dont le coût doit etre considéré. Enfin ca parait juste que quand tu produit du solaire, et que si le moment où t'es a ton max, c'est aussi le moment où tous tes concurrents à 100km a la ronde sont aussi a leur max, ET que c'est le moment où la conso est faible, ben c'est legitime que ta production ne vaille pas grand chose... Donc a toi de stocker le max que tu peux et revendre 2h plus tard.
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un simple exemple mais il y en a bien d'autres : https://rondo.com/
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On sait que la capacité de stockage est très insuffisante par rapport à la production. Et qu'il ne serait pas non plus rentable, vu les investissements demandés, de financer le développement de capacités de stockage permettant de stocker toute l'électricité produite pour plusieurs jours, au cas où le soleil et le vent manquerait. Ce sont des conditions qui se reproduisent chaque hiver pendant une semaine ou deux.
Le problème est qu'en fait, pour disposer d'énergies renouvelables, on est en train d'investir trois fois pour satisfaire la même demande : 1 fois en photovoltaïque, une deuxième fois en éolien, car la nuit quand il n'y a pas de soleil, il faut pouvoir suppléer, et une troisième fois dans une production pilotable (nucléaire, gaz, charbon...), car il faut pouvoir répondre à la demande quand il n'y a ni soleil ni vent.
A chaque fois les investissements sont colossaux. Surtout qu'il faut aussi développer de nouvelles lignes à très hautes tension, quand par par exemple les champs éoliens offshore ne sont pas à côté des lieux de production.
Donc on va inévitablement vers une grosse surproduction quand par contre tous ces moyens de production peuvent fonctionner ensemble, quand il y a du soleil et du vent. Ce qui surtout le cas au printemps et à l'été.
La tendance ne peut que s'empirer car les politiques des états tendent tous à développer les énergies renouvelables, et que leur part augment chaque année.
On voit qu'il commence à y avoir des problèmes sur les investissements dans l'éolien. Les enchères anglaises dans les champs éoliens ont été infructueuses en Septembre dernier, car le prix garanti pour l’achat de l'électricité a été jugé insuffisant par toutes les entreprises du secteur, et non rentable.
Depuis, le gouvernement britannique a décidé de l'augmenter de 66%, à 73 £ le MWh, soit 84 €. Mais si les prix de marché sont négatifs pendant une partie de l'année, cela va vite devenir un gouffre pour les états (comme pour Hinkley Point 2).
Voir par exemple zone bourse :
La Grande-Bretagne va augmenter de 66 % les prix garantis pour les projets d'éoliennes offshore lors de la prochaine vente aux enchères
Le 16 novembre 2023 à 01:03
...
Les projets d'éoliennes en mer se verront proposer un prix d'exercice de 73 livres (90,61 dollars) par mégawattheure (MWh), contre 44 livres par MWh lors de la vente aux enchères de septembre, tandis que les projets d'éoliennes flottantes, dont la technologie en est à un stade de développement moins avancé, se verront proposer 176 livres par MWh, contre 116 livres lors de la vente aux enchères précédente.
...
https://www.zonebourse.com/cours/action/IBERDROLA-S-A-355153/actualite/La-Grande-Bretagne-va-augmenter-de-66-les-prix-garantis-pour-les-projets-d-eoliennes-offshore-lor-45366762/
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On sait que la capacité de stockage est très insuffisante par rapport à la production. Et qu'il ne serait pas non plus rentable, vu les investissements demandés, de financer le développement de capacités de stockage permettant de stocker toute l'électricité produite pour plusieurs jours, au cas où le soleil et le vent manquerait.
Ce n'est pas le but.
je parle de stocker l'equivalent de quelques heures de production solaire/eolien. Ca couvrirai plus de la moitié du surplus.
Pour le solaire l'idée est de stocker l'essentiel de ce que tu produit, lorsque ca vaut pas grand chose, par exemple sur la periode 12-16h, pour revendre le tout quand ca sert a quelque chose, donc plus cher, à partir de 18 ou 19h par exemple.
Meme principe pour l'eolien.
Si la consommation doit faire des efforts pour consommer au meilleurs moments, la production doit aussi etre moins bete, surtout l'intermitent qui est actuellement 100% dependant a la presence ou pas de vent/soleil.
Enfin on y viendra un jour ou l'autre de toute façon. Actuellement on leur file des prix garantis pour que les banques soient ok pour financer les projets, mais ce n'est pas pérenne.
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Si tu ne stockes que quelques heures, tu ne pourras rien faire pour répondre à la consommation quand le manque de soleil et de vent dépassera quelques heures. En hiver, la nuit dure 16 heures, le jour 8h, et encore le soleil est très bas (moindre efficacité), et très souvent caché.
De toute façon, pour l'instant, on n'a même pas la capacité de stocker plus de 1% de la production.
Et en plus, si tu arrives à stocker et à délivrer la nuit, tu te retrouveras an concurrence avec l'éolien et le nucléaire (et l'hydraulique), ou le gaz, et les prix continueront à être bas et ne seront rentables pour personne, et donc les investissements.
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Le solaire en auto-consommation (sans stockage ni revente) est aussi une solution : pas très cher à installer et qui t'incite naturellement à faire tourner le lave linge au plus fort ensoleillement pour réduire ta consommation facturée (avec la minuterie si tu es au boulo).
Mais plus généralement, pour moi si un système économique génère des prix négatifs, c'est surtout le système économique qui a un problème, comme vouloir valoriser au jour ou à l'heure une production qui ne peut exister que sur la durée, qu'elle soit énergétique, industrielle ou agricole. Mais bon, tant qu'il y aura plus à gagner à spéculer sur les pénuries qu'avec une production stable et pérenne, on en sortira pas.
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Mais plus généralement, pour moi si un système économique génère des prix négatifs, c'est surtout le système économique qui a un problème, comme vouloir valoriser au jour ou à l'heure une production qui ne peut exister que sur la durée, qu'elle soit énergétique, industrielle ou agricole.
Pas du tout.
Des prix nuls ou négatifs sont là justement pour réguler l'offre et la demande. Comme à l'inverse, des prix très élevés par un manque d'offre.
Le caractère négatif est souvent associé à une contrainte (physique, légale, contractuelle...) : le producteur ne peut pas s'empêcher de produire et de vendre, et tant que le marché ne l'accepte pas, il doit baisser, baisser, baisser son prix, quitte à être dans le négatif pour enfin trouver acheteur.
Quant à valoriser une production à l'heure près ou au quart d'heure près... c'est tout simplement que ton bien ou ton service a une valeur différente dans le temps.
Produire de l'électricité durant une nuit sans vent, c'est plus dur qu'en journée avec du soleil et du vent. L'élec la nuit a donc, de fait, plus de valeur.
Produire de l'eau à côté d'une source, c'est plus facile que de produire de l'eau en plein désert. L'eau a donc plus de valeur en plein désert.
etc.
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Pas du tout.
Des prix nuls ou négatifs sont là justement pour réguler l'offre et la demande. Comme à l'inverse, des prix très élevés par un manque d'offre.
Oui, je n'espérait pas convaincre qui que ce soit tant la doxa boursière américaine actuelle est ancrée dans les esprits, mais ne pas voir que des prix négatifs sont avant tout un échec total d'organisation du marché, et en louer au contraire ses effets bénéfiques, c'est ce qui nous enferme et nous empêche de trouver de meilleures solutions
Quant à valoriser une production à l'heure près ou au quart d'heure près... c'est tout simplement que ton bien ou ton service a une valeur différente dans le temps.
Valoriser un bien ou service sur une base horaire a du sens si la production est en mesure de s'adapter en retour, mais si elle est rigoureusement incapable de le faire (energie non pilotable, agriculture saisonière, etc.), cela n'a rigoureusement aucun intérêt, à part provoquer des alternances de pénuries et de chute des cours, et favoriser la spéculation
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et tant que le marché ne l'accepte pas, il doit baisser, baisser, baisser son prix, quitte à être dans le négatif pour enfin trouver acheteur.
Ce qui signifie qu'il paie pour qu'on emporte sa production. Et que c'est donc lui l'acheteur.
Le principal, c'est que tu trouves ça normal.
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Ce qui signifie qu'il paie pour qu'on emporte sa production. Et que c'est donc lui l'acheteur.
Le principal, c'est que tu trouves ça normal.
Dans le système économique actuel, c'est quelque part la "normalité", car personne n'a encore mis au point et testé en vraie grandeur un système alternatif susceptible de faire la pige au système actuel...
Pour ma part, c'est dans ce sens que je l'ai interprété.
Peut-être dans un système autarcique? M'enfin, on est dans le bistro, et on peut échafauder tout et son contraire, non? ;)
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Le principal, c'est que tu trouves ça normal.
Pas une question de trouver normal ou pas, c'est un fait, c'est comme ça.
C'est enseigné dès les 1ères heures d'un cours d'économie.
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Et hop, un argument d'autorité, un.
J'ai fait de l'éco et n'ai jamais vu ça. Sans doute que c'était il y a longtemps, avant tous les délires actuels... et/ou que mes études ont été suffisamment longues pour que j'oublie mes premiers cours ? (oui, on peut jouer à deux à l'argument d'autorité, si tu veux)
Plus qu'à appliquer ça dans tous les domaines, alors ! Chaque fin de mois, va donc faire un CHQ à ton patron pour avoir le bonheur de trimer pour lui, tant que tu y es ?
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Et hop, un argument d'autorité, un.
J'ai fait de l'éco et n'ai jamais vu ça. Sans doute que c'était il y a longtemps, avant tous les délires actuels... et/ou que mes études ont été suffisamment longues pour que j'oublie mes premiers cours ? (oui, on peut jouer à deux à l'argument d'autorité, si tu veux)
Plus qu'à appliquer ça dans tous les domaines, alors ! Chaque fin de mois, va donc faire un CHQ à ton patron pour avoir le bonheur de trimer pour lui, tant que tu y es ?
Allez, puisqu'on est dans le bistro... Et donc le chapitre délire étant ouverts pourrait-on prétendre que certains ont longtemps poursuivis leurs études, sans jamais les rattraper? Je vous laisse quelques temps là-dessus! ;)
Cool, bonne fin de week-end!
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En attendant, aujourd'hui, plutôt que de produire, la France a préféré importer de l'électricité.
Ce qui me gène actuellement, c'est qu'on produit de plus en plus mais qu'on nous demande de consommer de moins en moins. Jusqu'à quel point l'inversion des courbes va pouvoir tenir (avec de balancer l'électricité dans le vide) ?
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Et hop, un argument d'autorité, un.
J'ai fait de l'éco et n'ai jamais vu ça. Sans doute que c'était il y a longtemps, avant tous les délires actuels... et/ou que mes études ont été suffisamment longues pour que j'oublie mes premiers cours ? (oui, on peut jouer à deux à l'argument d'autorité, si tu veux)
Plus qu'à appliquer ça dans tous les domaines, alors ! Chaque fin de mois, va donc faire un CHQ à ton patron pour avoir le bonheur de trimer pour lui, tant que tu y es ?
Allez, puisqu'on est dans le bistro... Et donc le chapitre délire étant ouverts pourrait-on prétendre que certains ont longtemps poursuivis leurs études, sans jamais les rattraper? Je vous laisse quelques temps là-dessus! ;)
Cool, bonne fin de week-end!
En attendant, vos commentaires n'apportent strictement rien au débat :)
Plutôt que de niveler vers le bas, je vais l'élever :
Ce qui me gène actuellement, c'est qu'on produit de plus en plus mais qu'on nous demande de consommer de moins en moins. Jusqu'à quel point l'inversion des courbes va pouvoir tenir (avec de balancer l'électricité dans le vide) ?
Jusqu'au moment où l'une ou l'autre partie fait une correction de son excédent d'offre (par ex, en réutilisant le surplus pour chauffer de l'eau chaude, faire de l'hydrogène, etc), ou de l'autre côté, en augmentant la demande.
La demande peut s'adapter très brutalement à la baisse (avec les mécaniques de délestage en cas de pénuerie), mais pas à la hausse.
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Ce qui me gène actuellement, c'est qu'on produit de plus en plus mais qu'on nous demande de consommer de moins en moins. Jusqu'à quel point l'inversion des courbes va pouvoir tenir (avec de balancer l'électricité dans le vide) ?
En vrai, si on veut essaye de décarboner, il faudrait à mon sens consommer plus. En électrifiant des usages (ça a commencé avec la voiture électrique en fait).
Ensuite, on produit de plus en plus car on pose de plus en plus d'énergies non pilotables. Et du coup, on "subit" leur production pas forcément au bon moment de la journée/semaine/mois/année.
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on "subit" leur production pas forcément au bon moment de la journée/semaine/mois/année.
Suffirait de généraliser les heures creuses méridiennes pour absorber une bonne partie de la surproduction
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Le soucis c'est que Zen Flex est pas super intéressant face à Tempo si tant est qu'on peut gérer un minimum les jours rouge.
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Il n'y a pas que Zen Flex qui a des heures creuses méridiennes, les contrats heures basics peuvent avoir aussi des heures méridiennes.
Pour Zen Flex, c'est 17 heures creuses par jour contre 8 h pour les autres contrats.
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En attendant, aujourd'hui, plutôt que de produire, la France a préféré importer de l'électricité.
Ce qui me gène actuellement, c'est qu'on produit de plus en plus mais qu'on nous demande de consommer de moins en moins. Jusqu'à quel point l'inversion des courbes va pouvoir tenir (avec de balancer l'électricité dans le vide) ?
Nan, c'est pas ça, l'état demande juste aux pauvres de consommer moins, pour les classes hautes ça ne changent rien à leur vie, même chose pour toutes les différentes augmentations GDF, taxe foncière etc...
Fin du léger HS.
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Suffirait de généraliser les heures creuses méridiennes pour absorber une bonne partie de la surproduction
Sauf que c'est vrai en été quand il y a du soleil. En hiver, quand il n'y a pas de soleil, mais du vent, le pic de production peut être au contraire en pleine nuit. Pas facile d'adapter la consommation à la production quand celle-ci est intermittente, et dépendante des conditions météo.
Les pics de consommation sont, c'est bien connu, le matin vers 8h, et le soir vers 19-20h, quand les gens rentrent du travail ou de 'école, montent le chauffage, font de la cuisine... L'été, tu pourras avoir du solaire à ces heures là, pas l'hiver.
De toute façon, quand tu as une surcapacité potentielle (car dépendant de la météo) d'un facteur 3, tu auras forcément à des moments des surproductions, où tous les producteurs ne pourront pas vendre leur électricité, donc perte de revenus. Et l'autre problème , c'est la variabilité au cours de la journée, où à certaines heures, tu auras une surproduction et des prix négatifs, et à d'autres, une production qui sera à peine suffisante, surtout si les usages augmentent, avec les voitures électriques, les PAC (mêmes si elle ont une meilleur efficacité qu'un chauffage électrique traditionnel, si bien dimensionnée et avec une bonne isolation..., elles consomment nettement plus d'électricité qu'une chaudière à gaz).
Dans ces conditions quels investissements pourront être rentables ? Aucun à mon avis, vu les montants des investissements dont on parle.
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Actuellement, les contrats HC avec heures méridiennes n'ont, sur les 8 HC, que 1h30 à 2h30 en HC placées entre 12h30 et 15h30 selon les zones.
C'est ENEDIS qui décide des HC.
Il serait tout à fait possible d'avoir des contrats avec des plages HC variables selon les périodes et/ou les prévisions de production, comme les jours blanc ou rouge pour Tempo, les jours sobriété pour Zen Flex ou les jours EJP pour EJP.
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Par exemple, aujourd'hui, malgré des conditions météo moins clémentes, les prix de gros de l'électricité pour l'Allemagne ont été négatifs à -27 € le MWh à 13h, alors que l'Allemagne avait beaucoup d'électricité solaire, mais au contraire positifs à 108 € vers 19h, quand il y avait pourtant encore un peu de solaire, mais beaucoup moins qu'à midi.
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Si on s'intéresse seulement à l'aspect économique, hier c'est un très bon coup joué par la France : imports massifs quand les prix étaient négatifs (7GW depuis l'Allemagne !), puis exports massifs quand les prix sont redevenus positifs.
Pour ça il faut de la capacité pilotable. Après faut-il se réjouir d'avoir du nucléaire passé de 20.7 à 36.7GW alors que la modulation est parfois pointée du doigt par rapport aux soucis de CSC...
L'éolien aussi s'est bien effacé, et l'hydro a joué son rôle (avec entre autre le pompage-turbinage).
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hier c'est un très bon coup joué par la France : imports massifs quand les prix étaient négatifs (7GW depuis l'Allemagne !), puis exports massifs quand les prix sont redevenus positifs.
C'est pas 'un bon coup', c'est juste comme ca que ca doit fonctionner...
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En vrai, si on veut essaye de décarboner, il faudrait à mon sens consommer plus. En électrifiant des usages (ça a commencé avec la voiture électrique en fait).
oui, si on compte remplacer 100% des vehicules a combustion par de l'electrique, alors il faut, de memoire, doubler le nombre de centrales nucleaires. Et/ou du solaire/eolien evidement.
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Et pour rester dans le sujet il y a aussi de nouvelles techno de cables (ACCC par exemple, fibre de carbone + aluminium), donc sans acier, 50% plus résistants, 70% plus légers, qui durent plus longtemps, ne chauffent quasiment pas et donc ne s'allongent pas ca cause de la chaleur, et peuvent transmettre jusqu'à deux fois plus de courant comparés au cables standard (AAAC/ACSR). Bref des cables qui perdent moins d'elec, durent plus longtemps et peuvent transporter plus.
Aux USA c'est l'équivalent de 2 centrales nucléaires qui seraient économisées si tous les anciens câbles a base d'acier étaient remplacés par du récent. Sans compter le gain de capacité.
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C'est pas 'un bon coup', c'est juste comme ca que ca doit fonctionner...
Mwai, c'est considérer qu'on est là pour pallier à l'intermittence des moyens de production de nos voisins... Pourquoi pas, à condition que ça n'ai pas d'impact sur notre prod (je reviens sur ma CSC).
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ben non, on achete ce que les autres ont en trop à pas cher, si on en a besoin.
rien de choquant.
Evidement si on ne veut pas de leur elec, si jamais nous aussi on est en surplus, ben qu'ils se demerdent non ?
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Plutôt que de niveler vers le bas, je vais l'élever :
C'est toi qui définis le barème de ce qui apporte ou pas au débat ?
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ben non, on achete ce que les autres ont en trop à pas cher, si on en a besoin.
rien de choquant.
Evidement si on ne veut pas de leur elec, si jamais nous aussi on est en surplus, ben qu'ils se demerdent non ?
Je vais prendre une image : J'ai une usine, je l'ai payée 100 M€. Le prix de revient de ma production est de 100 €/pièce, mais les prix du marché sont de 50 €. Comment je la rentabilise ? J'ai un million à rembourser par mois sur mes emprunts, et les frais fixes du sites sont aussi de 1 million...
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Je vais prendre une image : J'ai une usine, je l'ai payée 100 M€. Le prix de revient de ma production est de 100 €/pièce, mais les prix du marché sont de 50 €. Comment je la rentabilise ? J'ai un million à rembourser par mois sur mes emprunts, et les frais fixes du sites sont aussi de 1 million...
En quoi c'est mon probleme si t'as foiré tes calculs ? T'as joué, t'as perdu. Rien de plus.
Par contre si tu rajoutes 10millions d'invest et que tu peux vendre tes trucs entre 18h et 21h et que là ca se revend 130€ et que en plus ca part comme des petits pains.... Ca c'est peut etre une soluce. Mais ca reste ton probleme.
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C'est sûr que dans le pays des subventions faire un truc rentable n'a pas vraiment de sens pour certains...
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En partant de zero, créer une entreprise et simplement générer un smic est très difficile, surtout avec des taxes fluctuantes du jour au lendemain, et le prix du kw/h qui suit le cours du bitcoin (sans jamais redescendre).
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Un probleme important de beaucoup de ces green-tech c'est que souvent l'essentiel de l'investissement est à faire en amont et qu'ensuite ca ne coute rien.
Sur la durée de vie d'une centrale a gaz, 80% de son coût c'est le gaz qu'on aura mis dedans, l'essentiel du cout est donc reparti sur des dizaines d'années. Alors que c'est l'inverse pour l'eolien/solaire, 80% du cout est à mettre de suite sur la construction du truc, et qu'ensuite c'est quasi gratos sur des années.
Du coup ce probleme est difficile a surmonter puisqu'il faut tout payer en aval avant meme de gagner 1 centime. Et donc c'est legitime que les etats essayent de faciliter le truc a coup de subvention à la construction ou de prix d'achat garantis de l'elec. A l'etat de pas se faire niquer donc, puisque finalement lui aussi il joue.
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Pour ça il faut de la capacité pilotable. L'éolien aussi s'est bien effacé, et l'hydro a joué son rôle (avec entre autre le pompage-turbinage).
Ahem. J'avais toujours penser/cru que le pilotage c'était en fonction du besoin énergétique sur le réseau (quand ça manque ou que le surplus deviens dangereux électriquement), pas pour faire mumuse avec les prix. Parce que ça ne peut pas être sans conséquence sur la fiabilité.
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Pour l'éolien j'imagine que ça ne pose pas tant de soucis que ça niveau exploitation. Pour le nucléaire et l'hydro c'est sans doute différent.
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Le problème de l'effacement, c'est que pendant ce temps là, le producteur ne vend pas son électricité, donc ne rentabilise pas son investissement.
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En quoi c'est mon probleme si t'as foiré tes calculs ? T'as joué, t'as perdu. Rien de plus.
Tu veux que je dise en quoi c'est ton problème ? Par exemple, en France, on a des centrales nucléaires qui ont plus de 40 ans, et qu'il faut remplacer. On voit qu'en ce moment les délais pour en construire sont plutôt long, plus de 10 ans (voir Flamanville, l'EPR finlandais d'Olkiloto, les deux d'Hinkley Point 2...). Imagine que personne ne veuille se lancer dans la construction de nouvelles centrales parce que c'est jugé non rentable actuellement.
Dans 15 ou 20 ans, tu vas te retrouver avec des centrales qui vont devoir fermer parce que trop vieilles (et éventuellement qui seront devenues dangereuses), et rien pour les remplacer à court terme. Donc là plutôt avec une pénurie d'électricité.
Où tu n'auras que du solaire et de l'éolien, sans électricité la nuit...
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Pour l'éolien j'imagine que ça ne pose pas tant de soucis que ça niveau exploitation. Pour le nucléaire et l'hydro c'est sans doute différent.
L'actualité dramatique du jour le prouve, rien n'est anodin quand on produit de l’énergie : https://www.francetvinfo.fr/monde/italie/italie-une-explosion-dans-une-centrale-hydroelectrique-fait-trois-morts-et-six-disparus_6476825.html
Même si le risque aux populations est faible, il semble idiot de voir ce milieu comme un business lambda, ou tout est pertes et profits.
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Les plus gros accidents de centrales électriques ont été les ruptures de barrages hydroélectriques...
https://www.lefigaro.fr/histoire/2014/12/02/26001-20141202ARTFIG00078-barrage-les-5-catastrophes-les-plus-meurtrieres-en-europe.php
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Pour l'éolien j'imagine que ça ne pose pas tant de soucis que ça niveau exploitation. Pour le nucléaire et l'hydro c'est sans doute différent.
Il est utile de rappeler que l’hydro ce n’est pas que du stockable (STEP) ou du pilotable.
Elle a également son rôle à jouer dans la régulation du réseau, notamment avec l’avènement de l’éolien et du solaire. On parlait d’un effet shadock lorsque la première fois on s’est mis à pomper et à turbiner en même temps juste pour maintenir la fréquence.
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Le problème de l'effacement, c'est que pendant ce temps là, le producteur ne vend pas son électricité, donc ne rentabilise pas son investissement.
A noter quand même que dans le cas de l'éolien, c'est lié à des contrats plus récents qui contiennent cette possibilité. Donc le producteur était au courant et a signé en connaissance de cause en principe.
On peut donc lui souhaiter que ça ne remette pas en cause son investissement (mais que ça réduise ses bénéfices, surement).
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Quitte à être dans l'absurde: quand le cout de l'électricité est négatif, qu'est ce qui empêche de produire du courant et d'envoyer ça localement dans des grosses charges résistives plutôt que sur le réseau pour réguler la production ?
On imagine bien qu'une éolienne s'use moins quand elle ne tourne pas, en revanche des arrêts/redémarrages trop fréquents ne doivent pas non plus être bons pour la mécanique.
Vous allez peut-être m'apprendre que ça existe déjà pour réguler finement le réseau.
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Les plus gros accidents de centrales électriques ont été les ruptures de barrages hydroélectriques...
https://www.lefigaro.fr/histoire/2014/12/02/26001-20141202ARTFIG00078-barrage-les-5-catastrophes-les-plus-meurtrieres-en-europe.php
Certes, mais...
(https://ourworldindata.org/grapher/thumbnail/death-rates-from-energy-production-per-twh.png?imType=og)
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Quitte à être dans l'absurde: quand le cout de l'électricité est négatif, qu'est ce qui empêche de produire du courant et d'envoyer ça localement dans des grosses charges résistives plutôt que sur le réseau pour réguler la production ?
Je dirais qu'en terme de stockage en dehors des STEP (et quelques initiatives de batteries) on dispose pas de grand chose en France.
Je serais plutôt pour développer encore quelques STEP (on a un énorme potentiel en coulant Grenoble par exemple), mais bon un grand projet en France, bon courage :(.
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Je sais qu'il y un projet de barrage STEP sur la Truyere, mais ce ne sera pas la même capacité; Un des très gros problèmes actuellement est que l'Europe demande l'ouverture des barrages à la concurrence, alors qu'ils étaient tous gérés par EDF jusqu'ici, et que cela gèle tous les projets sur les barrages, et même d'ailleurs leur entretien, tant que la durée de concession est incertaine.
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/barrages-hydroelectriques-un-paradoxe-francais-2042147
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Je sais qu'il y un projet de barrage STEP sur la Truyere, mais ce ne sera pas la même capacité; Un des très gros problèmes actuellement est que l'Europe demande l'ouverture des barrages à la concurrence, alors qu'ils étaient tous gérés par EDF jusqu'ici, et que cela gèle tous les projets sur les barrages, et même d'ailleurs leur entretien, tant que la durée de concession est incertaine.
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/barrages-hydroelectriques-un-paradoxe-francais-2042147
Alors pour être exact, c'est la construction d'une deuxième usine (avec deux groupes de plus) sur la STEP de Montézic (les deux lacs et barrages seront identiques pour les deux ouvrages).
Sinon, il y a toujours le projet de STEP "Redenat" en Corrèze qui viendrait se connecter au lac du barrage de Chastang.
EDF a déjà fait les études, acheté les terrains dans les années 70/80's, creuser un tunnel... Il y a plus qu'a ! Mais c'est un cas exceptionnel.
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Ça gèle rien. Et c'est pas incompatible avec l'ouverture au privé. Exemple :
- Dans mon bled ils ont a installé un tout petit barrage de 4MW. Géré par du privé.
- Oyonnax pareil ils ont restauré une ancienne install hydro de 1990 alimenté par un aqueduc.
- sur l'Ain y a un nouveau chantier de 500M
- la CNR et Rhônergia ont aussi un projet à 300M (sans retenu, au fil de l'eau)
Pour EDF : Jura-Ain EDF va claquer une turbien pompe pour le lac de retenu du barrage de Vouglans, enquête publique en 2023 et mise en prod 2029.
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Dans les échanges sur le thread du nucléaire je crois me souvenir avoir écrit que les allemands allaient nous inonder d'électricité à bas prix avec leurs renouvelables et rendre nos EPR non rentables.
Je crois que ces tarifs négatifs en sont une illustration.
Mais pire que çà ce sont nos 130 milliards d'euros que nous allons payer pour ces quelques EPR qui vont permettre aux allemands d'assurer leurs arrières à pas très cher finalement.
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Un cas emblématique aujourd'hui, peu de demande en ce 1er Mai férié, mais beaucoup de soleil sur les pays du Nord, Allemagne, Belgique, Pays-Bas, Autriche. Donc très forte production photovoltaïque, donc surproduction, et des prix qui sont descendus très bas, Les Pays-Bas donnaient 200 €/MWh pour éviter d'avoir à arrêter leurs centrales solaires. Et évidemment, une fois la nuit tombée, les prix sont remontés en flèche, et là, les Pays-Bas achetaient à 130€/MWh. Pour l'Allemagne, on était à -120€/MWh à 13h, et +50€/MWh à 21h...
On remarque que l'Espagne et le Portugal sont aux environ de -1€/MWh, donc eux qui produisent beaucoup d'électricité solaire devaient en avoir moins aujourd'hui (ou ont fermé certaines unités).
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Selon le site epexspot, qui publie un document intéressant sur le sujet, il existe un plancher aux prix négatifs sur les marchés spot, qui est fixé à -500€/MWh. Après, ils disent que si les prix sont négatifs, la surproduction sera absorbée par les pays voisins, mais je ne vois pas cela évident si tout le monde est en surproduction à certaines heures de la journée.
Y’a-t-il des limites aux prix négatifs ? Si oui, pourquoi ?
Oui. Il existe des prix plafonds qui sont très rarement atteints. Il existe une barrière économique logique pour la négociation de l’électricité. Sur les marchés couplés Day-Ahead, le prix minimum harmonisé est de -500€/MWh.
Les prix négatifs ne sont-ils pas fatals aux producteurs ?
Non. Les prix négatifs sont un signal, un indicateur pour les membres de marché. Si les producteurs décident de maintenir leur production, c’est qu’ils ont calculé que c’est le mieux et le plus rentable compte tenu des coûts de fermeture et de réouverture de leurs centrales.
De plus, les prix négatifs incitent les producteurs à développer des moyens de production plus flexibles capables de réagir plus efficacement aux fluctuations de la production d’énergie, afin d’augmenter la sécurité d’approvisionnement et d’éviter la survenue de prix négatifs.
Y’a-t-il un moyen de réduire ou d’empêcher qu’il ait des prix négatifs ?
La liquidité, basée sur une offre et une demande élargies, est la clé pour réduire la survenue de prix négatifs. C’est là qu’entrent en jeu les solutions de négociation transfrontalière. Sur le marché Day-Ahead, le couplage des marchés offre une solution utiliser de manière optimale les capacités transfrontalières entre deux marchés ou plus.
Grâce au couplage de marché pan-européen du marché Day-Ahead, les prix négatifs sont soit absorbés, soit évités. Par exemple, en cas de prix bas ou négatifs en Allemagne, la France, la Suède, le Danemark et le Benelux importeront de l’électricité jusqu’à ce que la capacité transfrontalière soit complètement utilisée ou que les prix convergent. Le couplage Intraday fonctionne selon le même principe.
https://www.epexspot.com/sites/default/files/download_center_files/Q%26A%20Prix%20n%C3%A9gatifs.pdf
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Autre site intéressant à ce sujet, le site Primeo :
Les prix négatifs sur le marché de l’électricité
Les prix négatifs sur le marché de l’électricité sont apparus au début des années 2000. Dans cette situation particulière, c’est le producteur qui paie l’acheteur pour que ce dernier consomme de l’électricité.
Les prix négatifs sur le marché de l’électricité deviennent possibles lorsqu’il y a trop de production par rapport à la demande. Certains moyens de production ne pouvant pas s’arrêter de fonctionner les producteurs peuvent préférer vendre leur électricité à des prix négatifs pendant une courte période plutôt que d’arrêter leurs centrales.
Pourquoi des prix négatifs sur le marché ?
De prime abord, si les prix négatifs reflètent un excès de production électrique, on pourrait imaginer qu’il vaudrait mieux arrêter de faire fonctionner certaines centrales de production plutôt que de vendre son électricité à des prix négatifs. En réalité, il est très onéreux de couper une centrale de production « classique » (notamment nucléaire), car sa mise en arrêt implique des contraintes techniques et économiques très couteuses (couts de démarrage et d’arrêt, seuil de puissance minimum à respecter etc.). Pour les producteurs, il peut être alors moins couteux de vendre son électricité à prix négatif pendant une courte période plutôt que de couper la centrale et engendrer des couts de mise en arrêt de la production ainsi que des contraintes techniques.
Dans quelles circonstances exactes les prix négatifs apparaissent ?
L’apparition des prix négatifs sur le marché de l’électricité date de l’apparition des marchés de l’énergie, et du développement des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique Français (et Européen en général). En effet, les producteurs renouvelables d’électricité non seulement bénéficient du tarif d’obligation d’achat, à savoir qu’EDF achète 100% de l’électricité produite par des installations renouvelables à un prix déterminé à l’avance, mais aussi que leur cout variable est très faible voire nul. Ainsi ces producteurs continuent à produire même lorsque l’offre est supérieure à la demande. L’ordre de mérite économique (merit order) n’est alors plus respecté. Dans le cas où ces producteurs renouvelables produisent plus que la normale, et que l’offre est déjà très supérieure à la demande, des prix négatifs de l’électricité apparaissent alors sur le marché.
En règle générale, le prix de l’électricité sur le marché varie en fonction :
Du comportement des consommateurs (la demande est-elle forte ou non)
Du climat
De la quantité d’énergie renouvelable produite
Du prix des matières premières (Gaz, Charbon, et CO2)
Du respect des programmes de production des centrales
On comprend donc qu’une baisse des prix de l’électricité sur le marché intervient lorsque :
La consommation est basse (potentiellement à cause du climat)
La production était de base trop importante par rapport aux prévisions de consommation (notamment lorsque la production renouvelable est très importante)
Les moyens de production sont majoritairement non flexibles (c’est-à-dire qu’il est trop contraignant et couteux de les mettre à l’arrêt)
https://www.primeo-energie.fr/actuenergie/les-prix-negatifs-sur-le-marche-de-lelectricite/
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Alors qu'il suffit pour arrêter ce cirque de baisser son froc devant Bruxelles ::)
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Si je comprends bien en France, on achète du PV allemand gratos et on revend notre nucléaire plein pot. Pourquoi on continue donc de payer une blinde pour l'élec chez nous ??
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Ce n'est pas parce que la situation est "favorable" ponctuellement certains jours pour la France en Avril 24/début Mai 24, que c'est pareil sur l'année entière ...
Il faudrait 1 an d'historique avec les balances d'importation/exportation et les coûts engendrés/générés pour faire le bilan.
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Si je comprends bien en France, on achète du PV allemand gratos et on revend notre nucléaire plein pot. Pourquoi on continue donc de payer une blinde pour l'élec chez nous ??
t'as pas du bien regarder les prix chez nos voisins...
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t'as pas du bien regarder les prix chez nos voisins...
Tu as vu les nôtres sans le bouclier tarifaire qui masque le prix réel pour le grand public < 36KVA et qui a coûté ~45 milliards en 2023 ?
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Différences de prix de l'électricité entre pays de l'Europe, la faute aux capacités d'interconnexion limitées entre pays ?
Il y a eu un article intéressant hier de La Tribune, sur les différences de prix de l'électricité en Europe, en particulier entre la France et l'Allemagne, où le prix serait supérieur d'environ 30 € le MWh par rapport à la France. Et la faute est mise sur le compte de capacités d'interconnexions trop limitées entre la Franc et l'Allemagne. En effet, l'Europe étant un marché unique pour l’électrifié, on devrait avoir peu ou prou les mêmes prix partout.
Cette analyse me parait un peu simpliste, car avec le choix dans beaucoup de pays, comme l'Allemagne (mais peut-être plus encore les Pays-Bas...), de développer surtout les énergies renouvelables, de nature intermittente, tout le monde produit en journée, surtout quand il y a du soleil, et il y a surproduction, que l'on peine à exporter ailleurs, et par contre, la nuit, des pays comme l'Allemagne, qui, si le vent n'est pas assez fort, doivent alors compter sur leur production pilotable à base de charbon et de gaz, mais insuffisante, et doivent alors importer de pays comme la France, où le nucléaire est toujours dominant. Mais donc là, on est plutôt en sous-production, et les marchés de gros augmentent et passent les 100 € le MWh.
Aujourd'hui encore, fin de semaine, et jour ensoleillé, les prix ont été négatifs en milieu de journée, et remontés pour certains à plus de 100 € le soir (voir ci dessous).
Prix de l’électricité : pourquoi l’écart se creuse entre la France et l’Allemagne
En avril, les prix de gros de l’électricité en Allemagne étaient supérieurs de 30 euros par mégawattheure (MWh) en moyenne à ceux enregistrés en France. Un écart significatif, qui s’explique entre autres par une situation « extrêmement tendue » au niveau des interconnexions entre l'Est de l'Hexagone et les pays limitrophes, selon RTE. Mais pas que : alors même que ce problème technique devrait être rapidement résolu, le marché anticipe d’importantes disparités dans les prochaines années. Preuve que le marché européen de l’électricité n’est pas un bloc unique. Décryptage.
Marine Godelier - 10 Mai 2024, 16:44
C'est un poncif de cette nouvelle campagne des élections européennes : sur le Vieux continent, il n'existerait qu'un marché « unique » de l'électricité, qui fonctionnerait de la même manière pour l'intégralité des Etats membres. En raison d'une « indexation aux cours du gaz », les prix convergeraient donc partout, quel que soit le mix énergétique de chacun des pays. Une « règle » imposée par Bruxelles qui ferait monter les enchères en France, forcée de subir les choix de son voisin allemand, lequel a décidé de sortir du nucléaire et de s'appuyer davantage sur le gaz fossile pour générer son courant.
Pourtant, la réalité ne colle pas totalement avec ce récit : depuis plusieurs semaines, les prix de l'électricité sur le marché de gros européens révèlent d'importantes disparités. En avril, les prix allemands étaient même supérieurs de 30 euros par mégawattheure (MWh) en moyenne à ceux enregistrés en France. Et ce n'est pas tout : « L'an prochain, le marché anticipe un gros écart de prix entre les deux pays, d'au moins 10 euros par MWh », note un trader de l'énergie ayant requis l'anonymat. Par exemple, le 7 mai, un MWh acheté pour une livraison en 2026 se vendait 79 euros par MWh outre-Rhin...contre 61 euros/MWh dans l'Hexagone.
A court terme, une situation « extrêmement tendue » aux frontières
Car dans les faits, il subsiste des marchés distincts entre pays. « Il existe bien des interconnexions entre Etats membres qui favorisent une convergence des cours, mais elles ne sont pas sans limites. Il arrive régulièrement qu'elles soient saturées, et le marché l'anticipe en raisonnant par zones de prix », souligne Nicolas Goldberg, senior manager Energie chez Colombus Consulting.
Or, depuis le mois de mars, on observe d'importantes congestions aux frontières entre l'Est de la France et les pays limitrophes, provoquées par des restrictions sur le réseau français. Une « situation exceptionnelle » et « extrêmement tendue », selon une note envoyée fin avril par le gestionnaire français du réseau de transport d'électricité RTE, lequel a dû « appliquer des réductions de capacités aux frontières afin de garantir la sûreté du système électrique ». Ce qui expliquerait, en partie, ces divergences.
« RTE ne communique pas beaucoup là-dessus, en-dehors de ce communiqué très sibyllin », commente l'économiste spécialiste du marché de l'énergie Jacques Percebois.
A la suite de cette note de marché, le régulateur de l'énergie belge, la Creg, a d'ailleurs demandé à son homologue français une « évaluation conjointe » à propos des restrictions « massives » des capacités d'exportation d'électricité de la France vers ses voisins européens, regrettant que « trop peu d'informations sont actuellement connues sur les raisons sous-jacentes de ces réductions de capacité ». Et ce, alors que ces échanges sont « cruciaux » pour les prix de l'électricité de gros dans un marché « couplé et intégré » comme en Europe.
La France en surcapacité électrique
Mais concrètement, en quoi cela tire-t-il les prix de l'Hexagone à la baisse, et ceux de l'Allemagne et de la Belgique à la hausse ? D'abord, malgré la crise subie ces dernières années, la France traverse en ce moment une période de surproduction électrique. La raison : des barrages remplis, un socle renouvelable au rendez-vous et une disponibilité du parc nucléaire en hausse. Si bien que le pays est exportateur net, et qu'il n'a pas besoin de faire appel à des centrales à gaz, souvent coûteuses, pour répondre à l'équilibre offre-demande. « Le système est actuellement surcapacitaire, donc beaucoup moins adossé au prix marginal du gaz puisque la production de base décarbonée est plus abondante », précise Nicolas Goldberg.
Ce qui n'est pas forcément le cas de certains de ses voisins, qui ne bénéficient, donc, pas pleinement de cette surproduction. « Si nous exportons moins vers l'Allemagne ou la Belgique, cela signifie que ce surplus est vendu sur le marché français », explique Jacques Percebois. Ce qui fait mécaniquement baisser le prix de gros dans le pays. Au point que début avril, la France a même connu un épisode de prix négatifs.
Sur le long terme, des raisons avant tout physiques
Cependant, ces congestions exceptionnelles ne peuvent pas expliquer à elles seuls les écarts, notamment sur l'achat d'électricité pour livraison en 2025, 2026 et 2027. « RTE annonce que la situation tendue devrait encore s'observer en août, septembre et octobre, mais que ce sera très passager », souligne Jacques Percebois. Pour les ventes à terme, la raison se trouve donc ailleurs.
Et plus précisément dans le mix énergétique de chaque Etat. Pour cause : en-dehors de cet épisode exceptionnel de restriction, les échanges aux frontières entre pays resteront toujours soumis à des limites techniques. Or, « les acteurs de marché anticipent plus de surcapacités en France qu'en Allemagne. Ce qui paraît cohérent, sur le papier, puisque l'Hexagone ne va pas fermer beaucoup de moyens de production. Contrairement à l'Allemagne qui est sortie de l'atome et veut faire de même pour le charbon », précise Nicolas Goldberg.
« A cet égard, ce sont les choix de chacun sur le nucléaire qui jouent beaucoup sur les cours : les opérateurs anticipent que cette source d'énergie remontera fortement en France, tandis qu'on ne peut plus compter sur ça outre-Rhin », ajoute Jacques Percebois.
Primes de risque
Or, en plus d'être décarboné, le nucléaire est en partie « pilotable », c'est-à-dire que sa production peut être modulée quelles que soient la météo (hors conditions extrêmes). Ce qui n'est pas le cas du photovoltaïque et de l'éolien, sur lesquels l'Allemagne compte massivement pour effectuer sa transition, puisque leur contribution varie en fonction du vent et du soleil. « Berlin ne dispose plus d'un socle pilotable et bas carbone. Le marché ajoute donc une prime de risque, car l'intermittence des renouvelables entraîne une forte volatilité des prix », complète Jacques Percebois.
Certes, le pays peut compter sur le gaz, dont il ne prévoit pas de sortir de sitôt. Mais voilà : avec la guerre en Ukraine et la chute des volumes livrés par gazoduc depuis la Russie, le marché du gaz restera, lui aussi, durablement volatil. « Il faut de plus en plus compter sur le gaz naturel liquéfié acheminé par navire des quatre coins du monde plutôt que celui transporté par tuyaux. Cela ajoute une autre prime de risque [liée à la géopolitique, entre autres, ndlr] », souligne Nicolas Goldberg.
Enfin, pour ne rien arranger, « il est possible que les marchés anticipent un renforcement des marchés carbone d'ici aux prochaines années », pointe le consultant. En effet, l'Union européenne prévoit de réformer son système d'allocation de droits à polluer, afin d'en durcir les contours. Dans ces conditions, le gaz, et donc par ricochet l'électricité issue de cette source d'énergie fossile, serait donc encore plus cher. Au risque de creuser durablement l'écart entre les prix français et allemands ? Une chose est sûre : alors que, selon une récente enquête d'EY, Berlin est durement touchée par la chute des investissements étrangers, les inquiétudes concernant sa sécurité énergétique n'y sont pas pour rien.
https://www.latribune.fr/climat/energie-environnement/prix-de-l-electricite-pourquoi-l-ecart-se-creuse-entre-la-france-et-l-allemagne-997236.html
On voit aussi ci-dessous que les prix de gros ont été de -65 € le MWh aujourd'hui à 13h en Hollande, pour remonter à 108 € le MWh à 20h. Or la capacité de production en Hollande est très élevée en solaire, et beaucoup moins en éolien, alors qu'ils sont sur les rives de la mer du Nord (voir en dessous)...
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Vu la baisse des prix, vaut-il mieux prolonger les anciens réacteurs nucléaires, très rentables, ou en construire de nouveaux, difficilement rentabilisés ?
Le Figaro a sorti un article, d'Etienne Bertier, ancien secrétaire général d'EDF, évoquant ce problème de baisse des prix (éventuellement négatifs), et concluant que pour EDF cela pose question, que construire de nouveaux EPR(2) très chers, qui ne pourront peut-être jamais être rentabilisés avec des prix nécessaires de 100 € le MWh, et que l'option pour EDF serait de maintenir le plus longtemps possibles les réacteurs actuels, déjà rentabilisés, jusqu'à éventuellement 80 ans.
Mais je pense que ce serait très risqué, car tous les réacteurs sont pratiquement du même âge, et ne sont pas à l'abri du même défaut qui apparaitrait partout, comme cela a été le cas de la corrosion sous contrainte, qui obligerait à les arrêter, soit pour une grosse maintenance, soit même pour définitivement si impossible à réparer (exemple fissures de la cuve). Et aussi, ce serait perdre complétement les compétences dans la construction de nouvelles centrales nucléaires.
De plus, il faudra bien arrêter un jour ces réacteurs, et il vaudra mieux en avoir de prêts à ce moment là (ou compter sur une 4eme génération comme les réacteurs à sels fondus ?), ce qui est plutôt aléatoire.
«Les prix de l'électricité baissent : une chance pour la France, un dilemme pour EDF»
Par Etienne Bertier - le 16/05/2024
FIGAROVOX/TRIBUNE - L'entreprise publique doit garder son rang de leader mondial et incontesté du nucléaire. Pour ce faire, il préconise de remettre sur pied nos centrales, explique Étienne Bertier, ancien secrétaire général d'EDF.
8 milliards d'euros ! C'est le montant de la commande record qu'EDF a passé fin avril à sa filiale Framatome pour la mise en chantier des cuves des six futurs EPR du nouveau programme nucléaire français. Un montant colossal par lequel EDF veut prouver son engagement en faveur du nouveau nucléaire pour des centrales qui ne seront couplées qu'en 2040, au mieux !
Mais faut-il vraiment se hâter ? Peut-être pas, car depuis dix-huit mois les prix de gros de l'électricité… s'effondrent. Des hauteurs stratosphériques qu'ils avaient atteintes (plus de 1000 euros le mégawatt-heure en août 2022), les prix de gros ont fondu depuis (entre 70 et 80 euros le mégawatt-heure) !
....
Frottons-nous les mains ! Les ménages vont profiter de cette baisse et retrouver du pouvoir d'achat, du moins si les fournisseurs indépendants et Enedis jouent le jeu et que l'Etat n'augmente pas les taxes sur l'électricité.
Les PME vont respirer et réembaucher. Mais surtout de nouvelles usines vont pouvoir sortir de terre en Europe sous la baguette magique de la fée électricité qui leur offrira son courant à des conditions compétitives.
Bercy a bien compris qu'il y avait là un atout unique en faveur de la réindustrialisation de la France, qui demande à EDF de signer des contrats à long terme avec ses grands clients. Bruno Le Maire fronce même les sourcils devant le peu de contrats signés entre les industriels et l'opérateur public.
Pour EDF l'équation est délicate. De l'aveu d'EDF et de l'avis général, un prix de gros de 70 euros par mégawatt-heure permet à EDF d'être rentable (la CRE par exemple évalue le coût complet du nucléaire existant à 60 euros). C'est sur ce prix de 70 euros que l'Etat et EDF ont basé l'accord de novembre 2023 dit de «market design» qui doit permettre de mettre fin au système de l'Arenh, spoliateur pour EDF. Mais le coût du nouveau nucléaire est, lui, bien supérieur. Sans doute nettement au-delà de 100 euros (si l'on en croit les chiffres des projets de centrales nucléaires d'EDF au Royaume Uni). Or EDF s'apprête à construire au moins six nouvelles tranches nucléaires (l'EPR2), éventuellement suivies par huit autres. Ces centrales, même à l'état de projet, tireront, elles aussi, les prix vers le bas. Dilemme : pour construire il faut financer et pour financer il faut des prix élevés, or construire de nouveaux réacteurs contribuera à faire baisser les prix.
Aujourd'hui EDF prévoit d'investir sensiblement les mêmes sommes dans les nouveaux EPR2 et dans la prolongation de son parc. 70 milliards dans les deux cas ! Mais ces 70 milliards seraient investis beaucoup plus rapidement dans le programme de construction des nouvelles centrales ERP2 que dans la prolongation du parc, opération dite du «grand carénage» qui se finance au fil du temps. Et cela malgré le fait que le retour sur investissement d'un euro investi dans la prolongation des centrales existantes soit bien supérieur à celui d'un euro investi dans une nouvelle centrale. C'est d'ailleurs ce qui avait été pointé dès 2014 par la commission d'enquête parlementaire présidée par le député PS François Brottes.
Une vision objective du marché devrait donc conduire EDF à privilégier le grand carénage ceci afin que les centrales françaises atteignent les 60 ans de durée de vie souhaitée par la Commission de régulation de l'électricité et EDF, voire les 80 années d'exploitation que sont en train d'obtenir plusieurs centrales aux États-Unis. Et à prendre son temps pour lancer les nouvelles centrales dont les coûts de production seront plus chers que le prix du marché. Un tel scénario aboutirait sans doute à contenir la dette d'EDF alors qu'aller à toute vapeur vers le nouveau nucléaire la fera s'envoler. Dans un pays surendetté comme le nôtre, est-il raisonnable de laisser s'envoler la dette d'EDF, assimilable, depuis la renationalisation à 100%, à la dette publique.
De 1974 à 1985, le France s'était équipée de 58 réacteurs nucléaires faisant d'EDF le premier électricien du monde ! L'entreprise publique doit garder son rang de leader mondial et incontesté du nucléaire. Chacun en convient. Et pour cela il faut construire de nouvelles centrales. Certes ! Seulement, cette fois, il faut se hâter comme la tortue ; lentement !
https://www.lefigaro.fr/vox/economie/les-prix-de-l-electricite-baissent-une-chance-pour-la-france-un-dilemme-pour-edf-20240515
Une remarque : la mise en service de l'EPR de Flamnaville, de puissance 1.6 GW, dans un contexte de surproduction, risque aussi de peser sur les prix.
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Comme pour le carburant, les baisses se font attendre pour les particuliers. J'espère que cette baisse va être répercuter rapidement. :)
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C'est fait depuis hier pour mon contrat chez le fournisseur à la pieuvre rose alors que j'étais déjà client depuis fin 2023: maintenant pendant 1 an 1∕2 j'ai -22% HTT garanti au lieu de -17% par rapport au tarif régulé.
J'ai un lien de parrainage si vous voulez en MP (est-ce autorisé?)
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Donne au moins le nom, je serais curieux de voir si c'est effectivement moins cher.
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Octopus
Edit: Octopus Energy
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Comme pour le carburant, les baisses se font attendre pour les particuliers. J'espère que cette baisse va être répercuter rapidement. :)
C'est vrai que ces prix négatifs, ou très bas, en journée, vont inciter les consommateurs à réclamer leur part dans cette baisse. Alors que les prix depuis plusieurs années ont beaucoup augmenter. Ce qui va bien embêter EDF, qui a d'une part à se refaire de son énorme perte de 17.9 milliards d'euros en 2022, l'Etat lui ayant fait porter le poids du bouclier tarifaire, avant de la nationaliser, financer son énorme dette de 54 milliards d'euros, qu'il a réduite de 10 milliards d'euros grâce à son bénéfice du même montant en 2023. Il doit aussi financer le grand carénage des réacteurs qui arrivent à 40 ans, 70 milliards d'euros, et financer les nouveaux EPR, 70 milliards aussi. Et avec la concurrence des fournisseurs alternatifs, qui vont recommencer à pouvoir acheter des lots d'électricité à pas cher...
En tout cas, selon les Echos, la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) aurait demander à Enedis de revoir la programmation des heures creuses, pour la faire porter de la nuit, traditionnellement où il y avait une moindre consommation, vers la journée, 10h-17h, là où se situe la pointe de la production du solaire. Mais c'est vrai surtout en été, beaucoup moins en hiver.
Electricité : vers la révolution des « heures creuses »
La Commission de régulation de l'énergie engage Enedis à remettre à plat le maquis des « heures creuses » dans les grilles tarifaires. Plus incitatives pour déplacer les consommations des ménages, elles devront aussi coller aux heures de pic de production solaire qui perturbent de plus en plus les marchés en Europe.
Par Sharon Wajsbrot - Publié le 17 mai 2024 à 06:02Mis à jour le 17 mai 2024 à 06:03
Faire tourner sa machine à laver ou brancher son véhicule électrique la nuit risque bientôt de ne plus être un gage d'économies pour les ménages.
Confronté à une croissance inédite du solaire photovoltaïque et aussi des montants à déployer pour financer les investissements dans les réseaux, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a demandé à Enedis d'engager un vaste chantier : la remise à plat du régime des « heures pleines, heures creuses ».
Le solaire change la donne
Utilisés par 15 millions de Français, ces prix préférentiels de l'électron, accessibles avec un tarif réglementé de l'électricité ou sans, permettent en théorie de faire baisser sa facture lorsque les consommations sont concentrées aux heures les moins tendues sur le réseau électrique national.
Mais voilà, ce système, conçu à l'origine pour mettre à profit l'électricité nucléaire très abondante pendant la nuit - l'industrie étant souvent à l'arrêt -, est désormais largement en décalage avec la nouvelle réalité du marché.
Les réacteurs nucléaires s'ajustent quasiment systématiquement à la demande d'électricité désormais et c'est la production solaire, très abondante en début d'après midi, qui est compliquée à évacuer. En atteste l'occurrence de plus en plus régulière des prix négatifs sur les marchés , comme le week-end du 11 mai en France ou ailleurs en Europe.
« On a tous appris que l'électricité était moins chère la nuit mais le photovoltaïque qui arrive de façon très abondante en Europe crée un changement de rythme dans le système électrique tout entier », résume Yannick Jacquemart, directeur nouvelles flexibilités chez RTE, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité.
Des tarifs peu lisibles
Ces « heures creuses » sont en outre souvent peu lisibles pour les consommateurs. Chez Enedis, dix régimes de tarification différents cohabitent, avec parfois des plages de huit heures creuses consécutives pendant la nuit et parfois des plages discontinues la nuit et le jour…
Surtout, ces heures « discountées » ne sont pas assez incitatives pour provoquer un décalage massif des consommations des ménages. Or, prendre de telles habitudes risque de devenir critique si l'on veut éviter une flambée des pics de consommation électrique dans les années à venir, avec l'essor attendu des voitures individuelles électriques, des pompes à chaleur, etc.
Ces dernières années, l'évolution des prix de l'électricité a parfois créé des situations où les clients devaient concentrer 50 à 60 % de leurs consommations pendant ces heures « creuses » pour obtenir un rabais sur leur facture. « Désormais, on est revenu à un niveau de 30 % mais on aimerait stabiliser ce seuil », explique-t-on, au sein du régulateur de l'énergie.
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/electricite-vers-la-revolution-des-heures-creuses-2095345