Auteur Sujet: Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs  (Lu 37828 fois)

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simon

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Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs
« Réponse #252 le: 03 juillet 2025 à 15:19:03 »
non non ils voulaient passer par un cable sous-marin dédié pour eux.
Oui, c'est bien ce que je dis : ils se sont vite rendus compte que ce n'était pas économiquement viable et qu'il valait bien mieux continuer à investir dans des liaisons à plus courte distance.

Une liaison sous-marine de 11.5GW (!) sur 4000 km (!!), ca passe déjà mal le test physique, alors si on y rajoute un prix de 25 millions de livres, le coût d'entretien d'un tel engin + les risques géopolitiques actuels (NordStream1 et EstLink1 font quelle longueur déjà? Ils ont tous deux étés attaqués et mis hors service ces dernières années...), ca a de fortes chances de ne pas être pris au sérieux.

De plus, derrière des projets comme ca, il faut mettre les moyens de prod pour remplir le tuyau. Si c'est pour transporter 1GW, ca n'a pas d'intérêt... donc investir dans des moyens de prod importants au Maroc.
Mettons que cela puisse se faire, vu que le PV est la source d'énergie la moins chère qui existe au MWh. Le Royaume Uni se retrouve dépendant géopolitiquement de l'Afrique du Nord à hauteur de 1/3 ou 1/4 de sa puissance appelée ? On est dans le domaine de la folie. Il vaut bien mieux investir dans de l'éolien offshore, du nucléaire, du stockage et des intercos avec l'Europe.

alain_p

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Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs
« Réponse #253 le: 03 juillet 2025 à 17:13:16 »
Oui, 4000 km de câbles HVDC. On comprend le coût...

simon

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Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs
« Réponse #254 le: 03 juillet 2025 à 17:21:05 »
Et pour 11GW, ca ne serait pas seulement un câble par pôle, hein...

Steph

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Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs
« Réponse #255 le: 03 juillet 2025 à 17:44:38 »
Cela ne fait que 5 DeLoreans.
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brupala

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Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs
« Réponse #256 le: 03 juillet 2025 à 18:06:51 »
Oui, 4000 km de câbles HVDC. On comprend le coût...
bah, même avec un facteur de charge de 20%, ça reste moins cher qu'un EPR:
https://www.connaissancedesenergies.org/afp/londres-conteste-que-le-cout-dun-de-ses-deux-epr-construits-par-edf-ait-double-250114-0

alain_p

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Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs
« Réponse #257 le: 03 juillet 2025 à 22:21:45 »
Le coût total estimé de l'EPR de Flamanville par la Cour des Comptes est de 23.7 milliards d'euros, donc moins que ce câble de 4000 km, à 29.5 milliards d'eurs

Et là, tu ne comptes que le câble, pas le coût de la construction des parcs photovoltaïques et éolens, comme le soulignait Simon.

Pour revenir à la différence entre EPR type Flamanville et EPR2, il y en particulier le fait que la double enceinte de confinement a été abandonnée, ce qui réduit nettement les couts, la masse de béton, et la complexité de la construction. Suite aux accidents de de Tchernobyl et Fukushima, Les exigences de sécurité avaient été augmentées à l’absurde, ce qui a fait exploser les coûts, tandis que d'autre part on ne construisait plus de réacteurs, et que nos partenaires allemands (Siemens et ses turbines) abandonnaient le nucléaire.

Le programme des 6 EPR2 (trois paires), après pas mal de révisions est estimé à 80 milliards d'euros, soit 13 milliards par réacteur. Si on arrive à industrialiser et faire des séries, en simplifiant la construction, on peut aboutir à des prix bien moindres que les EPR déjà construits.

Mais on peut aussi faire mieux, en regardant à l'étranger, et en particulier en Corée. Entre 2012 et 2024, celle-ci a construit 4 réacteurs à Abou-Dhabi pour 24 milliards de dollars, soit 6 milliards le réacteur. Elle a remporté un  marché de deux réacteurs en république tchèque pour  17 milliards d'euros, soit environ 9 milliards par réacteur, au nez et à la barbe d'EDF, trop cher.

https://www.teamfrance-export.fr/infos-sectorielles/33862/33862-la-coree-du-sud-obtient-un-contrat-de-173-mds-usd-pour-la-construction-dune-centrale-nucleaire-en-republique-tcheque

Mais on peut regarder aussi du côté de la Chine. Celle-ci a lancé en 2024 5 projets de centrales nucléaires pour au total 11 réacteurs, pour un coût estimé de 24 milliards de dollars, soit environ 2.3 milliards le réacteur, avec une prévision de construction en 56 mois, soit 4 ans et demi...

https://www.sfen.org/rgn/la-chine-commande-11-nouveaux-reacteurs-nucleaires-en-un-temps-et-a-un-cout-records/

Le vrai coût du nucléaire et ses délais, ce n'est pas forcément celui des EPR d'EDF...

Pour rappel, avec le plan Messmer, on a construit à partir de 1975 une cinquantaine de réacteurs en 10 ans, pour 1 milliard de francs le réacteur environ, soit 150 millions d'euros... Même en comptant l'inflation, était à des coûts bien moindres à lépoque.
« Modifié: 03 juillet 2025 à 22:55:52 par alain_p »

alain_p

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Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs
« Réponse #258 le: 03 juillet 2025 à 22:43:16 »
Le prix de l'électricité ENR sort autour de 15-30 euros/MWh avant stockage, services systèmes et réserves, donc il y aura toujours un écart, mais pas insurmontable non plus.

Cela parait une estimation très optimiste. On sait par exemple que le tarif Obligation d'Achat (OA) de la surproduction photovoltaïque sur les toits, était jusqu'en 2024 de 12.7 cts d'euros le kWh, soit 127 € le MWh, avec engagements sur 20 ans (ce dont bénéficie Steph). En 2025, parce que c'était très cher pour EDF et l’État, la CRE a réduit à 4 € le kWh, soit 40 € le MWh, pour les nouveaux projets, donc toujours bien au-dessus des 15-30 € dont tu parles, et toujours garantis 20 ans. La CRE a donc décidé de revoir tous les trimestres les tarifs des nouveaux projets, mais cela ne concerne pas les anciens.

Pour la vente totale, voir ci-dessous, même après la baisse au 1er Juillet 2025, on est encore à 12.43 € le kWh, soit 124.3 € le MWh, pour les installations de moins de 36 kWc, et de 10.81 € le Kx, soit 108.1 € le MWh pour les installations de moins de 100 kWc.

Pour l'éolien on a vu que pour le parc éolien de la baie de Saint-Brieux, on était à un tarif garanti sur 20 ans de 196 € le MWh.

Si le prix de revient est bien de 15-30 € le MWh, certains font de gros bénéfices...

On est donc bien au delà des tarifs moyens du marché, surtout en cette période de surproduction due au photovoltaïque en journée, de moins de 70 € le MWh, dont il faut alors compenser la différence.

On est aussi bien au delà du tarif cible demandé par EDF pour garantir la rentabilité des 6 nouveaux EPR2, soit 100 € le MWh, et alors que l'Etat demandait plutôt 70 € le MWh.

Et pour rappel, le tarif ARENH imposé par l’État à EDF était de 42 € le MWh.

Avec les prix négatifs que l'on observe, ce sont tous ces plans de financement de nouvelles centrales, quelles que soit leur type, qui sont menacés. Et ce serait ruineux pour l’État de vouloir compenser la différence pour les EnR.

https://www.les-energies-renouvelables.eu/conseils/photovoltaique/tarif-rachat-electricite-photovoltaique/


simon

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Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs
« Réponse #259 le: 04 juillet 2025 à 12:50:55 »
Je suis dégoûté, j'ai cherché pas mal de statistiques et de chiffres ce matin et mon navigateur a planté avant que je ne puisse poster... En bref:

Si tu ne regardes que les volumes OA, je suis d'accord avec toi. Mais ce serait être myope que de ne s'arrêter qu'à cela.
D'une part parce que, pour le PV, EDF OA n'est plus accessible aux parcs au sol de plus de 200kWc, donc toutes les centrales de grande envergure sont soumises au marché.
Pour le PV en toiture, on peut aller jusqu'à 500kWc et bénéficier d'OA. Bien souvent, ces installs sont plus chères à réaliser car il faut soit installer des ombrières, soit renforcer les toits, etc. Je vois cette catégorie comme une continuité de la loi climat-résilience qui tente de diminuer l'impact des zones industrielles et commerciales qui s'étendent à perte de vue (la "France moche"), mais OK, point concédé.
Les petites installs <9kWc ne sont plus du tout éligibles à la revente totale, et le tarif de rachat du surplus est tombé à 4 centimes/kWh, c'est à dire quasiment rien : le petit PV en toiture est donc maintenant exclusivement voué à l'autoconsommation et sa réinjection sur le réseau, à titre quasi gratuit, sera vue comme une diminution de la puissance appelée. Mon interprétation est que le gouvernement a choisi de limiter drastiquement le déploiement des installs solaires individuelles au dela de ce qui est strictement nécessaire : à ce tarif de rachat là, l'optimum est probablement autour de 1-2kWc pour un particulier.

Pour les parcs éoliens onshore, OA n'est plus accessibles. Il existe un mécanisme de compensation (subvention de l'état) dont les conditions d'accès sont très restrictives et qui ne concernent que les très petits parcs (jusqu'à 6 mats de 137m de hauteur max).
Et comme tu le dis, le gouvernement a fait le choix d'autoriser aux premiers parcs éoliens offshore l'accès à EDF OA. Pour moi, c'est plus une politique publique pour créer et structurer une filière qui n'existait pas chez nous, et à priori les prochains parcs ne seront pas éligibles. Mais OK, point concédé aussi.

La grande majorité des parcs industriels (de plusieurs MW voire dizaines ou centaines de MW pour les plus gros), qu'ils soient solaires ou éoliens, vont donc être soumis aux règles du marché et donc réduire drastiquement leur impact sur les prix négatifs.
Les parcs ENR construits en 2005 et avant arrivent à expiration de leur contrat OA et passent progressivement à des PPA (avec agrégateurs, fournisseurs d'énergie ou gros consommateurs directement dans de rares cas). Ils vont donc rejoindre progressivement les nouveaux parcs, car ils ne peuvent pas renouveler leur contrat OA, et même s'ils le faisaient, le tarif de rachat serait bien plus faible.

On peut donc se demander à combien sort le MWh de ces PPA éoliens et solaires... c'est difficile à dire, car ce sont des contrats entre entités privées.
Mais l'ADEME donnait pour 2022 un LCOE pour l´eolien onshore de 59 euros/MWh, et prévoit une chute de ce prix à 50 euros/MWh à l'horizon 2030 (https://librairie.ademe.fr/societe-et-politiques-publiques/7941-evolution-des-couts-des-energies-renouvelables-et-de-recuperation-entre-2012-et-2022-synthese-9791029724978.html).
Pour les grands parcs PV au sol, l'ADEME calculait 70 euros/MWh, et on sait que les prix ont drastiquement chuté en 3 ans.

Pour la quasi-totalité des nouveaux moyens de production, et pour une part grandissante de ceux historiques, on est donc bien en dessous de 100 euros/MWh.
Alors OK, à cela, il faut ajouter des moyens de réserve (stockage/moyens de prod/flexibilités), mais je pense qu'on arrive à rester sous la barre des 90-100 euros/MWh même en comptant cela.

Et en effet, mon estimation de 15-30 euros/MWh n'était pas pour le marché français, mea culpa. Il fait aller voir nos voisins portugais, espagnols ou plus au sud pour obtenir ces prix là.


EDIT: Pour mettre les choses en perspective, EDF OA en 2023 représentait un volume de 49.1 TWh (https://www.edf-oa.fr/sites/default/files/STATISTIQUE/presentation_ventes_forward_oa.pdf) pour une production de 494.7 TWh (rapport RTE 2023), soit ~10% de l'électricité produite en France.
EDF OA n'achète pas que de l'éolien et du solaire, il y a aussi la filière déchets et méthanisation, qui a produit en 2023 10TWh (rapport RTE 2023).
En fouillant un peu, j'ai trouvé qu'EDF OA avait acheté 14.4 TWh de PV en 2023 (https://www.edf-oa.fr/sites/default/files/lettre_du_pv_2024_projet_v5.pdf), pour 21.6TWh produits (rapport RTE 2023).

En prenant ta base de 127 euros/MWh, sur 14.4 TWh de solaire, on arrive à 1.828 milliards d'euros de versements OA sur 2023.
Pour l'éolien, je n'arrive pas à trouver le volume en TWh couvert par OA... mais en considérant que tout le reste d'OA est éolien (ce qui est faux), on aurait 4.4 Mds euros de versements OA sur 2023.
 
Ces montants et volumes ne sont pas inconséquents, j'en conviens, mais ils ne sont pas non plus énormes. Par contre, je suis d'accord de dire que l'accès à OA nécessitait d'être réduit, tant en prix/MWh qu'en termes d'éligibilité, vu que les technos maturent et que les projets ENR arrivent maintenant à se financer sans avoir recours aux subventions.


Steph

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Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs
« Réponse #260 le: 04 juillet 2025 à 13:33:26 »
Je vais recharger les voitures de mes voisins pour rentabiliser...  :D

alain_p

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EDIT: Pour mettre les choses en perspective, EDF OA en 2023 représentait un volume de 49.1 TWh (https://www.edf-oa.fr/sites/default/files/STATISTIQUE/presentation_ventes_forward_oa.pdf) pour une production de 494.7 TWh (rapport RTE 2023), soit ~10% de l'électricité produite en France.
EDF OA n'achète pas que de l'éolien et du solaire, il y a aussi la filière déchets et méthanisation, qui a produit en 2023 10TWh (rapport RTE 2023).
En fouillant un peu, j'ai trouvé qu'EDF OA avait acheté 14.4 TWh de PV en 2023 (https://www.edf-oa.fr/sites/default/files/lettre_du_pv_2024_projet_v5.pdf), pour 21.6TWh produits (rapport RTE 2023).

En prenant ta base de 127 euros/MWh, sur 14.4 TWh de solaire, on arrive à 1.828 milliards d'euros de versements OA sur 2023.
Pour l'éolien, je n'arrive pas à trouver le volume en TWh couvert par OA... mais en considérant que tout le reste d'OA est éolien (ce qui est faux), on aurait 4.4 Mds euros de versements OA sur 2023.
 
Ces montants et volumes ne sont pas inconséquents, j'en conviens, mais ils ne sont pas non plus énormes. Par contre, je suis d'accord de dire que l'accès à OA nécessitait d'être réduit, tant en prix/MWh qu'en termes d'éligibilité, vu que les technos maturent et que les projets ENR arrivent maintenant à se financer sans avoir recours aux subventions.

En fait, pour 2024, la Commission de Régulation de l'Energie avait réévalué la charge pour l'Etat, à 4.2 milliards d'euros. Cela a été confirmé dans son rapport d'activité 2024 publié le 9 Juin dernier. Mais pour 2025, ce montant est estimé à 8.9 milliards d'euros (Md€). Cela est du à la baisse des prix de gros, qui fait que la compensation entre prix garanti (en plus des OA, on a aussi des CR, Compléments de de Rémunération, pour les EnR), et le prix du marché a augmenté.

Voir p80 du rapport d'activité :

Les charges de service public de l’énergie revenues à leur niveau d’avant-crise

En juillet 2024, la CRE a procédé à l’évaluation annuelle prévisionnelle des charges de service public de l’énergie (CSPE) à compenser en 2025. Compte-tenu de la fin des mécanismes exceptionnels de protection des consommateurs et de la baisse des prix de gros de l’électricité, les montants des CSPE pour 2025 reviennent progressivement à leur niveau d’avant-crise.

En juillet 2024, la CRE a procédé à l’évaluation annuelle prévisionnelle des charges de service public de l’énergie (CSPE) pour 2025. Compte-tenu de la fin des mécanismes exceptionnels de protection des consommateurs et de la baisse des prix de gros de l’électricité,
les montants des CSPE pour 2025 reviennent progressivement à leur niveau d’avant-crise.

Ainsi, l’évaluation des charges pour 2025 s’élève à 8,9 Md€. Ces charges sont principalement fondées sur les charges prévisionnelles au titre de 2025 (9,5 Md€), diminuées du complément de prix ARENH 2024 qui revient au budget de l’État (600 M€), conformément à la loi de finances pour 2024.

La CRE a également réévalué les charges pour 2024 qui s’établissent à 4,2 Md€.

La réévaluation à la hausse des charges pour 2024 est principalement le résultat de deux évolutions opposées, liées l’un comme l’autre à la baisse des prix de gros de l’énergie :

- la hausse des charges liées au soutien aux énergies renouvelables en métropole continentale ;
- la baisse des charges liées aux boucliers tarifaires et aux amortisseurs au titre de 2023


https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2025/CRE_RA2024.pdf
« Modifié: Hier à 18:27:47 par alain_p »

alain_p

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Il existe même un Comité de gestion des charges de service public de l’électricité (CGCSPE), depuis 2015, chargé d'estimer les "Charges de Service Public de l'Energie" dues au soutien (lire subventions), aux EnR. Il a rendu en 2025, un rapport prévisionnel suite aux prévisions de la PPE3 (Programmation Pluriannuelle de l'Energie) 2025-2030 et 2030-2035.

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/documents/Avis_du_CGCSPE_PPE3.pdf

Il a publié en particulier une "chronique des charges", c'est à dire une prévision des charges pour l'Etat dans les années à venir du soutien aux EnR, avec des courbes. Les prévisions dépendent bien sûr des prix de gros de l'électricité à venir, et il a retenu différents scénarios, prix bas, ~54 € le MWh, prix médian 70 € le MWh, et prix haut, 94 € le MWh, voir ci dessous. La partie grise correspond aux engagements déjà pris à fin 2024, et les autres éléments aux nouveaux engagements dans le cadre de la PPE3

Dans le scénario médian, on a pic de "Charges" à 8.7 milliards en 2027, puis les charges baissent (fin de certains vieux engagements). Mais dans le scénario prix bas, plutôt celui que l'on connait actuellement, on atteint plutôt un pic de "Charges" entre 10.2 et 12.4 milliards d'euros en 2036...

Ce comité parle aussi de prix "captés", c'est à dire de prix aux heures où les énergies renouvelables produisent le plus. On sait que pour le solaire, c'est en gros de 10h à 17h, avec des prix au printemps et été qui deviennent négatifs, ou au moins proches de zéro. Et qui s'écartent donc au plus des prix garantis.

On arrive à un total de Charges jusqu'en 2060 assez affolant (qui ne compte pas les 200 milliards estimés pour les nouvelles lignes THT par RTE et Enedis) de 216 à 258 milliards d'euros dans le scénario pris bas, et 130 à 159 milliards d'euros (valeur 2024), dans le scénario prix médian.

P.S : Pour le raccordement, le rapport le note d'ailleurs p5 :
10 Pour l’éolien en mer, le coût du raccordement est supporté par le gestionnaire de réseau et n’apparait donc pas dans ces estimations.

Mais on sait qu'il n'est pas supporté que par le gestionnaire du réseau, il est supporté principalement par les consommateurs entreprise ou prives au travers de la taxe TURPE. Ne pas le compter dans le coût du MWh d'éolien en mer est donc un peu trompeur.

Rq : CSPE : Charges de Service Public de l’Énergie.
« Modifié: Hier à 19:07:58 par alain_p »

alain_p

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On a aussi un résumé p10 des futurs engagements selon les filières contenus dans ce projet PPE3 :

I. Description des objectifs du projet de PPE3 par filière concernée par les charges de service public de l’énergie

Le projet de PPE3 fixe des objectifs ambitieux pour le développement des énergies renouvelables électriques et notamment pour celles soutenues par le système de compensation des charges de service public de l’énergie avec des trajectoires en termes de puissance installée :

- Solaire photovoltaïque (PV) : le parc atteignait une puissance installée hors Corse de 21,4 GW à la fin du premier semestre 2024. La PPE3 prévoit une augmentation significative, avec un objectif de 54 à 60 GW en 2030 et de 75 à 100 GW en 2035 ;

- Éolien terrestre : le parc atteignait une puissance installée hors Corse de 22,7 GW à la fin du premier semestre 2024. La PPE3 fixe des objectifs de 33 à 35 GW en 2030 et de 40 à 45 GW en 2035 ;

- Éolien en mer : le parc atteignait une puissance installée hors Corse de 1,5 GW à la fin du premier semestre 2024. La PPE3 prévoit des objectifs de 4 GW en 2030, puis 18 GW en 2035 ;

- Hydraulique (incluant les STEP) : le parc atteignant une puissance installée hors Corse de 25,5 GW fin 2023. La PPE3 prévoit des objectifs de 26 GW en 2030 et 29 GW en 2035.

Par ailleurs, le projet de PPE3 définit des objectifs pour la filière du biométhane injecté. La production annuelle cible est de 44 TWh en 2030 et entre 44 et 79 TWh en 2035, contre 11,1 TWh produits lors du deuxième semestre 2023 et du premier semestre 2024.


On a donc en particulier pour le photovoltaïque une prévision de multiplication par x2.5 des capacités du photovoltaïque d'ici 2030, et x4 d'ici 2035.

Et bien sûr, les prix de gros ne sont pas fixés que par la France, on est dans un marché de l'électricité européen, où on dépend de ce qui est produit aussi par nos voisins. Qui ont peu ou prou la même politique d'augmentation des capacités de solaire et d'éolien, puisque c'est aussi une politique européenne.

Dans ces conditions, il est clair que la surproduction d'électricité d'origine photovoltaïque en milieu de journée ne peut que s'accroitre dans les années à venir, et donc la pression sur les prix, négatifs ou très bas.

Et donc on en arrive, en France, mais ce sera aussi probablement le cas chez nos voisins, à cette nouvelle politique absurde, qui est que pour limiter la surproduction, et les prix négatifs, on en vient à payer les producteurs de PV ou éolien pour ne pas produire à certaines heures de surproduction, là où ils sont le plus en capacité de le faire...

Et donc à une politique où au nom de la lutte contre le réchauffement climatique, grâce au développement de moyens de production d'électricité renouvelable "propre" (n'émettant pas de CO2), à leur demander de ne pas produire à certaines heures !

Ce qui est bien sûr la conséquence de l'intermittence des énergies renouvelables, dépendant de la météo.

On remarque par ailleurs que concernant l'hydro-électricité, il n'est prévu que de très faibles augmentations de capacité.