Auteur Sujet: Prix de l'électricité négatifs, une menace pour les producteurs (Lu 93377 fois)

simon · « **Réponse #312 le:** 31 août 2025 à 10:35:03 »

Note intéressante et assez juste, mis à part quelques points notables à mon sens:
- le développement de moyens stockage par batteries, dont le coût au MWh chute de ~5-10% par an, n'est mentionné qu'en passant, presque "pour l'avoir dit", mais rien n'en est fait.
Et pourtant, il permettrait de lisser les pointes comme les creux (en absorbant le PV en journée et en déchargeant au pointes). Ces cycles sont journaliers, donc ce stockage y est particulièrement adapté (peu d'énergie, beaucoup de puissance).
Il permettrai donc d'intégrer le solaire correctement tout en réduisant les contraintes de variabilité sur le nucléaire.
- le décalage des consommations est, la aussi, simplement mentionné sur une ligne.
Et pourtant, les heures "creuses" de millions de foyers sont toujours programmées en pleine nuit l'été, augmentant mécaniquement le besoin en énergie produite la nuit, et donc excluant de facto le solaire. Les heures creuses ENEDIS vont être décalées en journée à partir d'octobre prochain (avant l'hiver, c'est dommage... le PV produit moins à cette saison).
Le développement du pilotage dynamique des ballons d'eau chaude est également un levier intéressant pour diminuer le besoin en stockage, absorber l'excédent de prod et, mécaniquement, de réduire la demande en soirée/nuit puisque les ballons ont chauffé dans l'après midi.
- autant je ne réfute pas la dynamique lente de montée en charge du nucléaire ainsi que son minimum de charge (je l'ai constaté et ne suis pas spécialiste), autant j'ai du mal à comprendre pourquoi une plus grosse partie (2/3?) du parc n'est pas simplement mise à l'arrêt en été. On se retrouverait avec ~42GW (sur 63 installés) à faire varier entre 20 et 100%, ce qui permet de réduire la prod nucléaire en apres midi en dessous du talon de 20GW donné tout en couvrant la pointe du soir sans problème (je trouve une plage de 8.4GW à 20% jusqu'à 42GW à 100%).
- les prix du marché spot sont montés en épingle ici. La majorité du volume des achats ne se font pas au prix spot (J-2 ou J-1) mais sont effectués en PPA ou à des échelles de temps plus grandes (semaines, mois, saisons). L'ajustement se fait au prix spot.
- même si on acceptait que la majeure partie du volume s'achète au prix spot (c'est faux), rien n'est dit du nombre de jours où le marché réagit correctement et le prix spot au MWh est à 1, voir 0 euro entre 111 et 14h... alors que si on regarde de plus près, le souci est le mécanisme de compensation lors du bridage ENR. Il conviendrait, pour la CRE, d'arrêter les contrats d'obligation d'achat (c'est en train d'être fait) et de diminuer les indemnisations pour bridage, dont la filière solaire n'a plus besoin pour être rentable aujourd'hui.
- enfin, l'éolien notament offshore pâtit de ces analyses "nucléaire vs ENR", alors qu'il produit de jour comme de nuit en hiver et en grande quantité. Il y a des moments où il ne produit pas, mais ces alternances se font sur des pas de temps tout à fait compatibles avec l'arrêt et le redémarrage de réacteurs nucléaires (plusieurs jours).

Effectivement, l'électrification des usages ne va pas aussi vite qu'il le faudrait, retardant nos objectifs de diminution de gaz à effet de serre. Je suis content qu'il le mentionne noir sur blanc.
Des politiques publiques et réglementaires efficaces comme interdire progressivement le chauffage à base d'énergies fossiles serait le bienvenu, tout comme un rétablissement des primes pour l'achat de véhicules électriques.

Aussi, il semble évident qu'un changement des contrats classiques de fourniture d'électricité est cruellement nécessaire (rendre l'énergie plus chère à la pointe, déplacer les heures creuses en journée, pouvoir les déclencher de facon opportuniste quand nous sommes en excédent d'ENR, etc.).

Aborder le problème d'un seul point de vue de la production, en partant du principe que le profil de consommation ne changera pas ou peu, sans aborder la question du stockage (et du marché associé), c'est probablement passer à côté de certaines solutions.

alain_p · « **Réponse #313 le:** 31 août 2025 à 11:09:25 »

Citation de: simon le 31 août 2025 à 10:35:03

- autant je ne réfute pas la dynamique lente de montée en charge du nucléaire ainsi que son minimum de charge (je l'ai constaté et ne suis pas spécialiste), autant j'ai du mal à comprendre pourquoi une plus grosse partie (2/3?) du parc n'est pas simplement mise à l'arrêt en été. On se retrouverait avec ~42GW (sur 63 installés) à faire varier entre 20 et 100%, ce qui permet de réduire la prod nucléaire en apres midi en dessous du talon de 20GW donné tout en couvrant la pointe du soir sans problème (je trouve une plage de 8.4GW à 20% jusqu'à 42GW à 100%).

2/3 des centrales nucléaires arrêtées l'été ? Donc 42 GW, et il ne resterait plus que 21 GW disponibles ? Insuffisant la nuit (voir graphique RTE ci-dessous du 29 Août à 23h30). Il faut au moins 24h, comme le dit le rapport, pour rallumer une centrale nucléaire. En cas de problème survenant sur d'autres centrales, tu n'as aucune marge de sécurité, alors que la nuit le solaire ne peut pas produire.

D'autre part tu ne peux plus exporter aux heures où justement la demande est la plus forte (pointes du soir et du matin), parce que le PV produit très peu. Ce qui améliore beaucoup la rentabilité de notre parc et permet de réduire l'énorme dette d'EDF ((contactée en partie quand l'état lui a imposé de fournir de l’électricité à un coût inférieur au marché en 2022/2023, quand il y avait une crise de production à cause de la corrosion sous contrainte).

Arrêter 2/3 du parc (même 1/3) aurait un coût économique énorme pour EDF qui probablement n'y survivrait pas. Et cela serait une grosse menace pour la production d’électricité en France, et pour nous les consommateurs.

F6FLT · « **Réponse #314 le:** 31 août 2025 à 13:07:16 »

Citation de: simon le 31 août 2025 à 10:35:03

Note intéressante et assez juste, mis à part quelques points notables à mon sens:
- le développement de moyens stockage par batteries, dont le coût au MWh chute de ~5-10% par an, n'est mentionné qu'en passant, presque "pour l'avoir dit", mais rien n'en est fait.
...

Rien n'est fait parce que probablement, même si le coût chute, il ne suffit pas à atteindre un seuil de rentabilité suffisamment attractif.
De plus, la période actuelle n'est vraiment pas propice : les-prix-du-stockage-denergie-par-batterie-senvolent-au-deuxieme-trimestre-2025

brupala · « **Réponse #315 le:** 31 août 2025 à 13:31:57 »

Citation de: renaud07 le 31 août 2025 à 02:17:06

Voici le PDF

Et la publication originale : https://www.youscribe.com/BookReader/Index/3857547/?documentId=6957112

Je me pose des questions sur ces lobbies (du nucléaire dans ce cas) qui tracent des courbes de prévisions délirantes en précisant qu'ils ne savent rien de ce que sera la consommation dans 10 ou 20 ans.
Dans ce domaine, comme bien d'autres, par exemple la saturation de la communication par l'IA, dont la consommation à venir n'est pas prise en compte dans ce rapport d'ailleurs, les extrapolations du passé sur l'avenir sont assez approximatives.
Ce qui est certain, c'est que effectivement, il faut se débrouiller au maximum pour stocker les excédents de production électrique, plutôt que foncer dans de nouveaux moyens de production, ça viendra plus vite qu'on ne le croit dans les chaumières, par exemple par un grid bien géré de VE en station de charge. La décentralisation de la production ne peut être que positive, mais l'optimisation de leur gestion à l'arrêt est une façon de fonctionner de ce siècle.

brupala · « **Réponse #316 le:** 31 août 2025 à 13:34:28 »

Citation de: F6FLT le 31 août 2025 à 13:07:16

Rien n'est fait parce que probablement, même si le coût chute, il ne suffit pas à atteindre un seuil de rentabilité suffisamment attractif.
De plus, la période actuelle n'est vraiment pas propice : les-prix-du-stockage-denergie-par-batterie-senvolent-au-deuxieme-trimestre-2025

Le fonctionnement des US s'éloigne de plus en plus de celui du reste du monde: drill drill baby ...

simon · « **Réponse #317 le:** 31 août 2025 à 13:54:37 »

> 2/3 des centrales nucléaires arrêtées l'été ? Donc 42 GW, et il ne resterait plus que 21 GW disponibles ?
Non, je me suis emmêlé les pinceaux, je parlais d'éteindre environ 1/3.
Note que sur ton screenshot, on exporte un talon de ~15-18GW quasiment en permanence. Si on part du principe qu'on veut réaliser cet export, effectivement, on gardera plus de réacteurs en service... mais cela n'a pas grand chose à voir avec le fait de couvrir la consommation nationale. On aide nos voisins à décarboner leur prod, ce qui est bon, ceci dit.

La prod nucléaire à ce moment là est d'environ 40-42GW, donc on y arriverait, à priori. L'hydraulique peut potentiellement couvrir bien plua.
Et si on prend un peu de recul et qu'on traite le problème dans sa globalité plutôt qu'uniquement du côté prod, combien de cette conso de fin de soirée/fin de nuit peut-on supprimer si on la décale en journée?

> Arrêter 2/3 du parc (même 1/3) aurait un coût économique énorme pour EDF qui probablement n'y survivrait pas. Et cela serait une grosse menace pour la production d’électricité en France, et pour nous les consommateurs.
C'est plus là qu'est le souci, en effet. L'équation est plus économique qu'autre chose pour EDF, qui espère une rente nucléaire importante pour résorber sa dette en plus de couvrir ses coûts fixes.

Free_me · « **Réponse #318 le:** 01 septembre 2025 à 08:28:47 »

Citation de: simon le 26 août 2025 à 10:55:59

Pourquoi moins intéressantes ? Pour une application stationnaire, l'encombrement n'est bien souvent pas une contrainte, donc avoir des cellules d'un peu plus faible capacité mais pour moins cher peut avoir un intérêt.

Quand j'avais regardé la difference de prix des CATL n'est pas interessante. En tout cas moins que les EVE. Donc le ratio euros / kwh. Apres ca peut changer dans le temps je pense.

alain_p · « **Réponse #319 le:** 01 septembre 2025 à 21:58:22 »

Citation de: brupala le 31 août 2025 à 13:31:57

Je me pose des questions sur ces lobbies (du nucléaire dans ce cas) qui tracent des courbes de prévisions délirantes en précisant qu'ils ne savent rien de ce que sera la consommation dans 10 ou 20 ans.

Et pourtant aussi bien Vincent Berger que l'académie des sciences font référence au scénario retenu par la PPE3, dit scénario A de RTE (et même plus précisément celui de référence, voir tableau ci-dessous, de 2023), qui prévoit une augmentation énorme de la consommation, de 475 TWh en 2019 à 615 TWh en 2035, en disant qu'au contraire on observe une diminution de la consommation, de 6% par rapport à 2015-2019. Le Covid est passé par là, mais on n'a pas rattrapé depuis. Ce scénario s'appuyait sur trois prévisions principales, qui sont toutes les trois en train d'être démenties.

- une forte augmentation des besoins pour les véhicules électriques, +42 TWh avec 40% de voitures électriques en 2035 et 23% de camions électriques. Or les ventes des véhicules électriques sont loin des prévisions (trop chères), et même en baisse. Celles de camions électriques sont inexistantes (on verra ce que donnera le projet de Musk..).

- une forte augmentation des besoins de l'industrie, +46 TWh. Or la consommation là aussi baisse.

- une forte augmentation pour la production de l'hydrogène pour l'électrolyse, +56 TWh. Or ces projets sont en pleine déconfiture (le coût de l'hydrogène par ce moyen est beaucoup plus cher que par les procédés classiques chimiques, reformage, émetteur de C02).

Tout cela montre que ce scénario A pour 2035 est irréaliste. Or c'est celui qui a servi à justifier le déploiement de capacités énormes de photovoltaïque et éolien, subventionnés, qui se retrouvent donc en surcapacité, et nous coûtent très cher, 11.9 milliards d'euros prévus cette année pour le budget public. D'où la demande de revoir ce scénario pour d'autres plus réalistes (on est plutôt sur le C, et encore...).

Et concernant les chiffres de la PPE3, l'académie des sciences pointe justement leur incohérence :

Plus préoccupant encore, le texte s’appuie sur des chiffres incohérents, tout comme sa version précédente, et ce malgré les observations précises formulées par l’Académie des sciences dans son avis de décembre 2024 (5).

Par exemple, en page 11 de cette version révisée de la PPE 36, la consommation d’énergie finale prévue est de 1 243 TWh en 2030 et de 1 100 TWh pour 2035. Or, quelques pages plus loin (page 15, Figure 1), ces valeurs sont respectivement de 1 410 et 1 302 TWh (7). Ce manque de rigueur engendre évidemment des incertitudes multiples, notamment lorsque l’on applique des pourcentages à des valeurs aussi différentes. Un exemple illustre cette incohérence : la même Figure 1 attribue une part de 39 % à la consommation électrique en 2035, soit une demande de 508 TWh8, tandis que, en page 86, après analyse des différents scénarios possibles (Figure 24), il est indiqué que : « le scénario AMS9 final devrait se situer entre 580 et 600 TWh de consommation (électrique) intérieure en 2035 »10. Parmi les valeurs de 429, 508 ou 600 TWh, quel est réellement le niveau de consommation visé pour 2035 ?

En conséquence, l’Académie des sciences considère, à nouveau, qu’il est nécessaire de procéder à une vérification et une correction exhaustives de l’ensemble des chiffres fournis par ce document, suivies d’une réécriture garantissant sa cohérence. Le texte actuel n’est pas à la hauteur des enjeux de l’énergie, d’une importance extrême pour la France et ses citoyens. Il n’a pas non plus le niveau de rigueur attendu d’une production des services de l’État.

https://assets.rte-france.com/prod/public/2023-09/Bilan-previsionnel-2023-synthese.pdf p8 :

alain_p · « **Réponse #320 le:** 01 septembre 2025 à 22:11:25 »

Citation de: brupala le 31 août 2025 à 13:31:57

Dans ce domaine, comme bien d'autres, par exemple la saturation de la communication par l'IA, dont la consommation à venir n'est pas prise en compte dans ce rapport d'ailleurs, les extrapolations du passé sur l'avenir sont assez approximatives.

Bah si, voir p7 :

La consommation de l'industrie n'augmente pas, elle diminue : 124 TWh en 2014, 114 TWh en 2019, 103 TWh en 2023 (voir la figure ci-dessus). la croissance économique est difficile à retrouver dans un contexte international contrarié. On ne voit as comment on pourrait atteindre les 160 TWh du scénario A, même avec des data centers qui pourraient consommer 10 à 20 TWh à l'horizon 2035.

De plus les datacenters sont inadaptés à des énergies intermittentes. Ils consomment à peu près la même énergie à toute heure, 24h/24, 365 jours/365. Ils ne vont pas se contenter d'électricité le jour et en été. Les projets de data centers mettent plutôt l'accent sur l'électricité nucléaire pilotable, et décarbonée, de la France, ses barrages hydro-électriques en complément.

D'ailleurs aux Etats-Unis, les GAFAM songent à installer de nouveaux réacteurs nucléaires, par exemple des SMR. Et aussi du gaz, lui aussi pilotable, avec Musk et son projet Colossus 2, qui aurait acheté 65 turbines au gaz... Ils n'installent pas sur leurs sites ou à côté des panneaux solaires sou des éoliennes.

alain_p · « **Réponse #321 le:** 01 septembre 2025 à 22:16:38 »

Citation de: brupala le 31 août 2025 à 13:31:57

La décentralisation de la production ne peut être que positive

Pas d'accord non plus sur ce point. La multiplication de points de production, centrales photovoltaïques ou éolien offshore nécessite le déploiement d'un grand nombre de lignes THT pour les desservir, dont le coût a été estimé à 200 milliards d'euros (100 milliard pour RTE, 100 milliards pour Enedis). C'est un coût supplémentaire qui est beaucoup passé sous silence, alors qu'il se retrouve sur nos factures (particuliers et entreprises).

butler_fr · « **Réponse #322 le:** 01 septembre 2025 à 23:26:23 »

La consommation d’un datacenter est quand même variable dans la journée
Leur consommation suit une courbe un peu comme la consommation électrique (tout simplement lié à notre consommation d’internet et aux besoins de refroidissement qui sont plus important la journée).
Il y a certes une base de consommation qui est toujours la même liée aux systèmes qui restent toujours allumés

brupala · « **Réponse #323 le:** **Hier** à 10:55:43 »

Citation de: alain_p le 01 septembre 2025 à 22:16:38

Pas d'accord non plus sur ce point. La multiplication de points de production, centrales photovoltaïques ou éolien offshore nécessite le déploiement d'un grand nombre de lignes THT pour les desservir, dont le coût a été estimé à 200 milliards d'euros (100 milliard pour RTE, 100 milliards pour Enedis). C'est un coût supplémentaire qui est beaucoup passé sous silence, alors qu'il se retrouve sur nos factures (particuliers et entreprises).

Les centrales nucléaires ne sont pas non plus sur les lieux de consommation, ça m'étonnerait beaucoup que l'on voie une CN à moins de 50 km de la tour eiffel. Les très gros sites de production amènent plus de problèmes de transport qu'ils n'en résolvent. L'offshore est encore un point particulier bien sûr.