Depuis les années 2000, la France a connu une croissance fulgurante de sa production d'électricité d'origine éolienne et solaire, en dépit d'une demande d'électricité stable. Cette progression remarquable s'inscrit dans une politique volontariste qui a été portée par tous les présidents de la République et gouvernements qui se sont succédés depuis cette époque.
Cependant, l'essor à marche forcée des énergies renouvelables n'est pas exempt de critiques, car il s'accompagne de multiples impacts négatifs, dont en premier lieu les dommages sanitaires subis par nombre de riverains des installations et les atteintes à la qualité de vie. À cela, vient s'ajouter l'agression de l'environnement, de la biodiversité et du patrimoine bâti et, côté économique, une volatilité accrue des prix de l'électricité, principalement due à l'intermittence de la production des ENR, qui a des répercussions directes sur le pouvoir d'achat des ménages français, confrontés à une hausse constante des coûts énergétiques.
Le plus ironique est qu'en l'absence de garanties financières publiques, aucun investisseur privé ne s'aventurerait dans ce domaine.
Le plus ironique est qu'en l'absence de garanties financières publiques, aucun investisseur privé ne s'aventurerait dans ce domaine.
Au final, pour nombre de Français ruraux, il s'agit d'une double peine !...
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Les marchés de l’électricité sont-ils devenus fous ?
Après en avoir terminé avec la période de leur envolée, les marchés de l’électricité en Europe et en France se sont effondrés en moins de six mois et depuis ils connaissent des mouvements très erratiques liés à la variabilité des productions de renouvelables. De plus, du fait de l’importance des productions des parcs solaires ou éoliens à certaines heures, ou à certaines périodes, et dans certaines zones, on voit se développer les actions de restriction à distance des productions de certains d’entre eux par les gestionnaires de réseau, GRT, pour maintenir l’équilibre du système électrique. C’est ce qu’on appelle l’écrêtement de productions, qui peut être vu comme un gaspillage par les non-spécialistes, mais qui répond à cette exigence dans des réseaux inadaptés.
Une volatilité extrême des prix à l’échelle de la journée
La volatilité des prix augmente, tant en niveau qu’en fréquence. Au cours de ces trois derniers mois, de nombreux jours ont vu alterner des prix profondément négatifs et des prix dépassant les 100 €/MWh. En Allemagne par exemple, le 14 avril 2024, les prix sont passés de –150€ le MWh à 15h à 130€ à 19 h : voir figure 1. Tandis que les nombres d’heures où les prix nuls ou faibles sont de plus en plus importants, les épisodes de prix négatifs se multiplient dans tous les pays européens. Ce sont les surproductions des EnR intermittentes (EnRi) — éoliennes terrestres et marines, et solaire photovoltaïque — par rapport aux demande horaires qui expliquent les nombreux épisodes de prix nuls ou négatifs.
Ces derniers, qui paraissent a priori aberrants, s’expliquent par les offres de producteurs conventionnels peu flexibles qui préfèrent payer pour rester en fonctionnement pendant les heures d’abondance des productions d’EnRi, avant le moment où la demande résiduelle, demande nette des productions EnRi, re-croît en fin de journée, car leurs coûts de démarrage et de montée en puissance sont élevés.
Ce phénomène se trouve d’abord dans les pays où les renouvelables intermittentes occupent une part importante dans la production totale comme l’Allemagne, l’Espagne, le Pays-Bas, le Danemark où elle est de plus de 40%. Mais la France n’y échappe pas par effet de contagion du fait de l’intégration des marchés par les interconnexions avec l’Allemagne, comme on le voit dans la figure 2 sur le dimanche du 14 avril. En 2023, on a ainsi compté en France plus 147 h de prix négatifs contre 300 h pour l’Allemagne, selon les statistiques de l’ ACER, l’agence de coordination des régulateurs de l’énergie.
Au-delà de ces divers effets des productions d’EnRi développées à très grande échelle, plusieurs questions se posent. Le marché tel qu’il est conçu est-il défectueux ? Un investisseur peut-il s’y retrouver pour investir dans des équipements de production de toute nature, et notamment dans des moyens de flexibilité ? Les prix négatifs qui participent à ces défauts pour investir peuvent-ils être éliminés ?
Le marché est -il défectueux ?
Le market design n’est pas en soi défectueux. Obligatoirement structuré en marchés horaires du fait de la non-stockabilité de l’électricité, il est logique que, sous l’effet de la concurrence entre les producteurs ceux-ci soient amenés à faire des offres de prix qui soient alignées sur le coût du combustible de leurs équipements pour être sûr d’être appelés. Or les EnRi, éolien, solaire, ont un coût variable d’exploitation nul. Donc, lorsqu’ils doivent faire des offres de prix sur le marché horaire, comme doivent le faire toutes les nouvelles installations de plus de 3 MW, ils peuvent le faire à prix nul pour être sûrs d’être pris par le Marché : sachant qu’ils bénéficient par ailleurs d’un complément de rémunération qui est ajouté au prix du marché chaque heure, qui leur garantit un revenu fixe par MWh produit pendant 15 ans. Or ces installations qui produisent de façon corrélée aux mêmes moments de la journée, si le soleil brille ou si le vent souffle dans une zone donnée, toutes les capacités présentes fonctionnent, voient leurs productions forcément appelées par le marché horaire car ils offrent leur production à prix nuls. L’addition de ces capacités solaires ou éoliennes a donc pour effet de faire baisser les prix horaires en moyenne, et de les annuler certaines heures les jours où leur production est forte et la demande horaire est faible comme pendant un week-end ou les vacances d’été.
Le phénomène des prix négatifs apparaît avec l’augmentation de la part des productions ENRi dans le mix. Dans un pays à fort ensoleillement, les centrales pilotables sont contraintes de diminuer leur production ou s’arrêter vers le milieu de la journée alors qu’en fin d’après-midi, elles doivent augmenter leur production en temps opportun pour répondre aux pics de demande du soir alors que le soleil se couche. Comme on l’a dit, ceux-ci ayant des temps de réponse et des coûts non négligeables de re-démarrage ou de montée en puissance, les opérateurs peu flexibles considèrent plus avantageux de rester en fonctionnement pendant les heures excédentaires en payant pour pouvoir continuer à produire. Les prix négatifs ne sont donc pas un défaut du market design tel qu’il a été conçu. Sa fonction est d’abord d’assurer la coordination horaire de court terme entre unités de production de différents types et appartenant à des différents opérateurs. En étant provocant, on pourrait même voir l’existence de prix négatifs comme la preuve de leur bon fonctionnement.
Il faut par ailleurs s’attendre à ce que le nombre de prix nuls, ou négatifs, augmentent au fur et à mesure du développement des capacités d’EnRi. Dans un exercice de l’ AEN-OCDE de 2019 sur la comparaison des coûts de système entraînés par différents moyens de production électrique, et dans lequel plusieurs scénarios de pénétration des EnRi à coût marginal nul sont étudiés[1], on montre que les heures à prix nul ou négatif commencent à apparaître quand la part de leur production annuelle dépasse les 30%, ce qui est déjà le cas en Allemagne, 42%, Espagne, 45%, Portugal, 45% avec l’hydraulique fil de l’eau, loin devant l’Italie, 18,3%, et la France : 14,5%. Quand un mix atteint les 50% de parts d’ ENRi, on compte plus de 1200 heures de prix nuls ou négatifs. Et, quand il atteint 75% de part d’ ENRi, on compte entre 3600 et 3800 heures, soit la moitié de l’année.
L’écrêtement de productions solaires et éoliennes en cas de surproduction
À ceci s’ajoute l’autre phénomène qui est révélateur d’un défaut d’adaptation des systèmes électriques à forte part d’EnRi : l’écrêtement d’un montant significatif des productions d’EnRi certaines heures qui commence juste en France à se manifester au printemps 2024, notamment les jours de week-end où la demande est plus faible. Il résulte soit de l’auto-réduction des injections des producteurs éoliens ou solaires sur le réseau certaines heures, soit de l’action à distance du gestionnaire de réseau, GRT, qui doit rééquilibrer les productions du système. Dans ce cas elles résultent de l’inadaptation du réseau central, ou de celle des réseaux de répartition, aux localisations massives d’équipements ENRi dans des zones qui ne sont pas des zones de forte consommation.
Dans le premier cas, le plus courant en France, l’arrêt volontaire de production de certains parcs solaires ou éoliens pendant certaines heures s’explique par les prix spot négatifs. En effet ces parcs ne sont pas sous le régime des tarifs d’achat et de la priorité d’accès au réseau, mais sous le récent régime des contrats de complément de rémunération par rapport aux prix du marché. Ces contrats en France qui garantissent un revenu par MWh quand les prix spot sont en dessous d’un revenu fixé dans le contrat, par exemple 70 €/MWh, ont deux spécificités qui incitent les producteurs à s’écrêter lors qu’il y a des prix négatifs : on ne paie pas le complément quand le prix est négatif ; de plus il existe une prime à la non-production pendant les heures où les prix sont négatifs.
Dans les graphiques de la plateforme éCO2mix de RTE, on voit bien ce phénomène d’auto-restriction des productions solaires et éoliennes au cours des mois d’avril et mai. On peut le voir par exemple le 16 avril, dans le diagramme des productions horaires des différentes techniques ci-dessous où se lisent bien les restrictions des productions solaires : orange.
Le marché est -il défectueux ?
Le market design n’est pas en soi défectueux. Obligatoirement structuré en marchés horaires du fait de la non-stockabilité de l’électricité, il est logique que, sous l’effet de la concurrence entre les producteurs ceux-ci soient amenés à faire des offres de prix qui soient alignées sur le coût du combustible de leurs équipements pour être sûr d’être appelés. Or les EnRi, éolien, solaire, ont un coût variable d’exploitation nul. Donc, lorsqu’ils doivent faire des offres de prix sur le marché horaire, comme doivent le faire toutes les nouvelles installations de plus de 3 MW, ils peuvent le faire à prix nul pour être sûrs d’être pris par le Marché : sachant qu’ils bénéficient par ailleurs d’un complément de rémunération qui est ajouté au prix du marché chaque heure, qui leur garantit un revenu fixe par MWh produit pendant 15 ans. Or ces installations qui produisent de façon corrélée aux mêmes moments de la journée, si le soleil brille ou si le vent souffle dans une zone donnée, toutes les capacités présentes fonctionnent, voient leurs productions forcément appelées par le marché horaire car ils offrent leur production à prix nuls. L’addition de ces capacités solaires ou éoliennes a donc pour effet de faire baisser les prix horaires en moyenne, et de les annuler certaines heures les jours où leur production est forte et la demande horaire est faible comme pendant un week-end ou les vacances d’été.
Le phénomène des prix négatifs apparaît avec l’augmentation de la part des productions ENRi dans le mix. Dans un pays à fort ensoleillement, les centrales pilotables sont contraintes de diminuer leur production ou s’arrêter vers le milieu de la journée alors qu’en fin d’après-midi, elles doivent augmenter leur production en temps opportun pour répondre aux pics de demande du soir alors que le soleil se couche. Comme on l’a dit, ceux-ci ayant des temps de réponse et des coûts non négligeables de re-démarrage ou de montée en puissance, les opérateurs peu flexibles considèrent plus avantageux de rester en fonctionnement pendant les heures excédentaires en payant pour pouvoir continuer à produire. Les prix négatifs ne sont donc pas un défaut du market design tel qu’il a été conçu. Sa fonction est d’abord d’assurer la coordination horaire de court terme entre unités de production de différents types et appartenant à des différents opérateurs. En étant provocant, on pourrait même voir l’existence de prix négatifs comme la preuve de leur bon fonctionnement.
Il faut par ailleurs s’attendre à ce que le nombre de prix nuls, ou négatifs, augmentent au fur et à mesure du développement des capacités d’EnRi. Dans un exercice de l’ AEN-OCDE de 2019 sur la comparaison des coûts de système entraînés par différents moyens de production électrique, et dans lequel plusieurs scénarios de pénétration des EnRi à coût marginal nul sont étudiés[1], on montre que les heures à prix nul ou négatif commencent à apparaître quand la part de leur production annuelle dépasse les 30%, ce qui est déjà le cas en Allemagne, 42%, Espagne, 45%, Portugal, 45% avec l’hydraulique fil de l’eau, loin devant l’Italie, 18,3%, et la France : 14,5%. Quand un mix atteint les 50% de parts d’ ENRi, on compte plus de 1200 heures de prix nuls ou négatifs. Et, quand il atteint 75% de part d’ ENRi, on compte entre 3600 et 3800 heures, soit la moitié de l’année.
L’écrêtement de productions solaires et éoliennes en cas de surproduction
À ceci s’ajoute l’autre phénomène qui est révélateur d’un défaut d’adaptation des systèmes électriques à forte part d’EnRi : l’écrêtement d’un montant significatif des productions d’EnRi certaines heures qui commence juste en France à se manifester au printemps 2024, notamment les jours de week-end où la demande est plus faible. Il résulte soit de l’auto-réduction des injections des producteurs éoliens ou solaires sur le réseau certaines heures, soit de l’action à distance du gestionnaire de réseau, GRT, qui doit rééquilibrer les productions du système. Dans ce cas elles résultent de l’inadaptation du réseau central, ou de celle des réseaux de répartition, aux localisations massives d’équipements ENRi dans des zones qui ne sont pas des zones de forte consommation.
Dans le premier cas, le plus courant en France, l’arrêt volontaire de production de certains parcs solaires ou éoliens pendant certaines heures s’explique par les prix spot négatifs. En effet ces parcs ne sont pas sous le régime des tarifs d’achat et de la priorité d’accès au réseau, mais sous le récent régime des contrats de complément de rémunération par rapport aux prix du marché. Ces contrats en France qui garantissent un revenu par MWh quand les prix spot sont en dessous d’un revenu fixé dans le contrat, par exemple 70 €/MWh, ont deux spécificités qui incitent les producteurs à s’écrêter lors qu’il y a des prix négatifs : on ne paie pas le complément quand le prix est négatif ; de plus il existe une prime à la non-production pendant les heures où les prix sont négatifs.
Dans les graphiques de la plateforme éCO2mix de RTE, on voit bien ce phénomène d’auto-restriction des productions solaires et éoliennes au cours des mois d’avril et mai. On peut le voir par exemple le 16 avril, dans le diagramme des productions horaires des différentes techniques ci-dessous où se lisent bien les restrictions des productions solaires : orange.
Figure 3. Les productions des différents équipements le samedi 20 avril.
En prenant l’exemple des productions éoliennes du samedi 20 avril, on voit ci-dessous aussi la correspondance des heures d’auto-restriction avec celle des prix négatifs.
Dans le second cas, qui est le plus courant en Europe, c’est le GRT qui commande l’écrêtement de producteurs éoliens ou solaires. C’est explicable par les congestions du réseau de transport qui entraîne l’impossibilité d’évacuer les surplus de production EnRi dans une région vers d’autres zones, ou pour les parcs solaires, depuis les réseaux de répartition. L’écrêtement de productions pour les unités de solaire PV commence à se manifester de façon significative en Tchéquie et Pologne, mais c’est bien en dessous de l’Espagne, 1,7% de la production totale en 2022, et l’Italie : 1,6% cette même année. C’est en Allemagne où le phénomène est le plus marqué, mais il est associé surtout aux productions éoliennes.
Elles se trouvent surtout dans le nord du pays et en Mer du nord alors que les consommations se situent plutôt dans le sud. Les écrêtements en 2023 se sont traduits par une perte de 19 TWh produits par des éoliennes, soit 4% de la production totale du système allemand, du fait des grandes difficultés du renforcement des liaisons nord-sud. La perte de revenus des producteurs leur a été compensée pour plus d’un milliard d’€ par les trois gestionnaires de réseau. En même temps ceux-ci ont supporté un surcoût d’au moins trois milliards pour ce « re-dispatching » qui impose de mettre en service des équipements conventionnels dans d’autres zones. L’ensemble a été payé par les consommateurs par une hausse du prix du service de transport.
En France le système français a connu jusqu’ici peu d’écrêtements commandés par RTE ou Enedis. D’ailleurs ils ne sont pas encore répertoriés au plan européen. Ceci s’explique à la fois par la moindre part des productions éoliennes et solaires dans le système, 14,5% en 2023, par le bon maillage du réseau, par le suivi étroit du développement régional des capacités éoliennes et solaires par RTE, ainsi que par les outils dits de « dimensionnement optimal du réseau ».
Le marché peut-il encore envoyer des bons signaux de long terme pour investir ?
Si le marché n’est pas défectueux pour réaliser les coordinations entre unités de production et entre systèmes en temps réel, en revanche, il est profondément défectueux pour envoyer des signaux de long terme. Le drame avec le market design basé sur des marchés horaires, même complétés par des marchés à terme, c’est qu’il y a toujours un décalage entre le prix horaire aligné sur le coût marginal du dernier producteur et le coût complet de production de l’équipement de celui-ci. Il n’y a donc aucune chance qu’avec la somme de ses revenus horaires sur le durée, il recouvre ses coûts d’investissement et rentabilise son capital. À fortiori la moyenne annuelle des prix horaires n’a aucune chance d’être alignée sur le coût moyen de production du mix ; en conséquence il faudrait que les revenus d’un opérateur qui investirait dans tout l’éventail du mix soient suffisamment sûrs pour le décider à investir dans tout l’éventail des équipements nécessaires à l’optimisation du mix.
Avant l’arrivée des EnRi à coût marginal nul, Il y avait donc déjà une difficulté intrinsèque à investir dans les différentes technologies, notamment dans les équipements dédiés à la production en pointe, turbines à gaz notamment, ce qui a posé très tôt le problème de la garantie de sécurité de fourniture pendant les heures critiques. De plus le déploiement " hors marché " des EnRi a détruit un peu plus le rôle des prix du marché comme signal de long terme pour investir dans tout l’éventail des technologies non-EnRi, nucléaire, centrales gaz, etc.,. Elles font baisser les prix de marché en moyenne annuelle et réduisent le nombre annuel d’heures pendant lesquelles ces équipements conventionnels sont appelés par les marchés horaires. C’est aussi le cas des moyens de flexibilité pour adapter le système à la présence d’EnRi à grande échelle.
Comment développer des moyens de flexibilité suffisants ?
S’il y avait beaucoup plus de moyens flexibles dans le système qui soient capables de monter en puissance très rapidement, le marché n’aurait pas à appeler les équipements rigides pendant les heures de remontée de la demande horaire et de réduction des productions solaires. Il n’y aurait donc pas des prix négatifs qui, comme on l’a vu, résultent des offres de producteurs rigides, qui préfèrent payer pour rester en fonctionnement afin d’être présents lors de la remontée de la demande horaire. Les moyens de flexibilité qui seraient à développer comprennent les turbines à gaz à rampe rapide, les programmes d’effacement de demande, le stockage par batteries ainsi que les STEPs, stations de transfert d’énergie par pompage, là où il y a encore des sites équipables : ce qui n’est pas le cas de la France avec seulement 1 GW en plus des 5 GW existants. Ces stockages sont en mesure de se recharger pendant les heures d’abondance des productions d’EnRi pour les restituer lorsque les EnRi produisent moins et que la demande horaire est plus élevée. On peut ajouter à ces moyens l’ajout d’interconnexions qui permettent de mieux exploiter le foisonnement des productions éoliennes ou solaires entre systèmes[2]
Pour les tenants du Marché, les sources de flexibilité sont supposées pouvoir se développer « par le marché », c’est-à-dire par les revenus que l’investisseur pourrait tirer sur les différents étages du marché de l’électricité, à savoir le mécanisme de rémunération des capacités, les marchés journaliers et infra-journaliers de l’énergie en jouant des arbitrages de prix entre les heures d’abondance et les heures de tension ainsi que les marchés d’ajustement, balancing, et de services système. Mais ces revenus sont très volatiles à court terme et hautement incertains sur la période de recouvrement du capital. Le stockage marchand ne peut certainement pas se développer à l’échelle requise sur de telles bases.
Des appels d’offre spécifiques sont donc nécessaires pour les différents types de sources flexibles en relation avec les besoins de flexibilité créés par le développement des ENRi, qui doivent être estimés par le gestionnaire de réseau et le planificateur. Elle doit aussi rechercher le développement adapté des réseaux de transport et de répartition pour limiter les congestions et les écrêtements de production solaire ou éolienne dans certaines zones. Tout ceci suppose une programmation évolutive des différents équipements du mix électrique. Elle doit être effectuée à intervalle régulier pour que soient réalisés les équipements nécessaires en temps voulu et que soient évitées le sous-développement des sources de flexibilité.
Pour conclure, les marchés de l’électricité ne sont pas fous, malgré leur fonctionnement très volatile et apparemment aberrant. Ils fonctionnent efficacement pour les coordinations en temps réel et de court terme, pour gérer les déséquilibres horaires et journaliers, et pour assurer l’intégration des systèmes. En revanche, ils deviennent de plus en plus impuissants à assurer les investissements de long terme dans toutes les technologies nécessaires au développement et à l’optimisation du système.
Les déséquilibres de long terme qui se profilent actuellement dans les différents systèmes de l’UE qui intègrent beaucoup d’EnRi résultent d’une gouvernance énergétique contradictoire à l’échelle de l’UE, gouvernance basée sur des partis pris idéologiques tant en matière de Marché que de rejet de certaines technologies : nucléaire, gaz avec CCUS. Ceci se traduit par un régime hybride plein d’ambigüités, qui conduit à un secteur qui n’est ni vraiment planifié, ni vraiment orienté par le marché. Les politiques nationales de flexibilité sont insuffisantes, sans parler du manque de coordination entre elles.
La récente réforme de l’ Electricity Market Design définie par le Règlement, sous-directive, adopté fin 2023 est un pas en avant, mais il n’est pas suffisant. Il faudrait une reconnaissance explicite dans un texte européen du rôle de planificateur de chaque État-membre et de son autonomie de choix dans le domaine de l’électricité. Il faut arriver à un régime combinant de façon intelligente marché de court terme, planification et appels d’offre concurrentiels pour des contrats de long terme. Mais ceci n’empêchera pas les marchés de l’électricité de garder un fonctionnement très complexe et parfois très surprenant pour les non-spécialistes.
Elles se trouvent surtout dans le nord du pays et en Mer du nord alors que les consommations se situent plutôt dans le sud. Les écrêtements en 2023 se sont traduits par une perte de 19 TWh produits par des éoliennes, soit 4% de la production totale du système allemand, du fait des grandes difficultés du renforcement des liaisons nord-sud. La perte de revenus des producteurs leur a été compensée pour plus d’un milliard d’€ par les trois gestionnaires de réseau. En même temps ceux-ci ont supporté un surcoût d’au moins trois milliards pour ce « re-dispatching » qui impose de mettre en service des équipements conventionnels dans d’autres zones. L’ensemble a été payé par les consommateurs par une hausse du prix du service de transport.
En France le système français a connu jusqu’ici peu d’écrêtements commandés par RTE ou Enedis. D’ailleurs ils ne sont pas encore répertoriés au plan européen. Ceci s’explique à la fois par la moindre part des productions éoliennes et solaires dans le système, 14,5% en 2023, par le bon maillage du réseau, par le suivi étroit du développement régional des capacités éoliennes et solaires par RTE, ainsi que par les outils dits de « dimensionnement optimal du réseau ».
Le marché peut-il encore envoyer des bons signaux de long terme pour investir ?
Si le marché n’est pas défectueux pour réaliser les coordinations entre unités de production et entre systèmes en temps réel, en revanche, il est profondément défectueux pour envoyer des signaux de long terme. Le drame avec le market design basé sur des marchés horaires, même complétés par des marchés à terme, c’est qu’il y a toujours un décalage entre le prix horaire aligné sur le coût marginal du dernier producteur et le coût complet de production de l’équipement de celui-ci. Il n’y a donc aucune chance qu’avec la somme de ses revenus horaires sur le durée, il recouvre ses coûts d’investissement et rentabilise son capital. À fortiori la moyenne annuelle des prix horaires n’a aucune chance d’être alignée sur le coût moyen de production du mix ; en conséquence il faudrait que les revenus d’un opérateur qui investirait dans tout l’éventail du mix soient suffisamment sûrs pour le décider à investir dans tout l’éventail des équipements nécessaires à l’optimisation du mix.
Avant l’arrivée des EnRi à coût marginal nul, Il y avait donc déjà une difficulté intrinsèque à investir dans les différentes technologies, notamment dans les équipements dédiés à la production en pointe, turbines à gaz notamment, ce qui a posé très tôt le problème de la garantie de sécurité de fourniture pendant les heures critiques. De plus le déploiement " hors marché " des EnRi a détruit un peu plus le rôle des prix du marché comme signal de long terme pour investir dans tout l’éventail des technologies non-EnRi, nucléaire, centrales gaz, etc.,. Elles font baisser les prix de marché en moyenne annuelle et réduisent le nombre annuel d’heures pendant lesquelles ces équipements conventionnels sont appelés par les marchés horaires. C’est aussi le cas des moyens de flexibilité pour adapter le système à la présence d’EnRi à grande échelle.
Comment développer des moyens de flexibilité suffisants ?
S’il y avait beaucoup plus de moyens flexibles dans le système qui soient capables de monter en puissance très rapidement, le marché n’aurait pas à appeler les équipements rigides pendant les heures de remontée de la demande horaire et de réduction des productions solaires. Il n’y aurait donc pas des prix négatifs qui, comme on l’a vu, résultent des offres de producteurs rigides, qui préfèrent payer pour rester en fonctionnement afin d’être présents lors de la remontée de la demande horaire. Les moyens de flexibilité qui seraient à développer comprennent les turbines à gaz à rampe rapide, les programmes d’effacement de demande, le stockage par batteries ainsi que les STEPs, stations de transfert d’énergie par pompage, là où il y a encore des sites équipables : ce qui n’est pas le cas de la France avec seulement 1 GW en plus des 5 GW existants. Ces stockages sont en mesure de se recharger pendant les heures d’abondance des productions d’EnRi pour les restituer lorsque les EnRi produisent moins et que la demande horaire est plus élevée. On peut ajouter à ces moyens l’ajout d’interconnexions qui permettent de mieux exploiter le foisonnement des productions éoliennes ou solaires entre systèmes[2]
Pour les tenants du Marché, les sources de flexibilité sont supposées pouvoir se développer « par le marché », c’est-à-dire par les revenus que l’investisseur pourrait tirer sur les différents étages du marché de l’électricité, à savoir le mécanisme de rémunération des capacités, les marchés journaliers et infra-journaliers de l’énergie en jouant des arbitrages de prix entre les heures d’abondance et les heures de tension ainsi que les marchés d’ajustement, balancing, et de services système. Mais ces revenus sont très volatiles à court terme et hautement incertains sur la période de recouvrement du capital. Le stockage marchand ne peut certainement pas se développer à l’échelle requise sur de telles bases.
Des appels d’offre spécifiques sont donc nécessaires pour les différents types de sources flexibles en relation avec les besoins de flexibilité créés par le développement des ENRi, qui doivent être estimés par le gestionnaire de réseau et le planificateur. Elle doit aussi rechercher le développement adapté des réseaux de transport et de répartition pour limiter les congestions et les écrêtements de production solaire ou éolienne dans certaines zones. Tout ceci suppose une programmation évolutive des différents équipements du mix électrique. Elle doit être effectuée à intervalle régulier pour que soient réalisés les équipements nécessaires en temps voulu et que soient évitées le sous-développement des sources de flexibilité.
Pour conclure, les marchés de l’électricité ne sont pas fous, malgré leur fonctionnement très volatile et apparemment aberrant. Ils fonctionnent efficacement pour les coordinations en temps réel et de court terme, pour gérer les déséquilibres horaires et journaliers, et pour assurer l’intégration des systèmes. En revanche, ils deviennent de plus en plus impuissants à assurer les investissements de long terme dans toutes les technologies nécessaires au développement et à l’optimisation du système.
Les déséquilibres de long terme qui se profilent actuellement dans les différents systèmes de l’UE qui intègrent beaucoup d’EnRi résultent d’une gouvernance énergétique contradictoire à l’échelle de l’UE, gouvernance basée sur des partis pris idéologiques tant en matière de Marché que de rejet de certaines technologies : nucléaire, gaz avec CCUS. Ceci se traduit par un régime hybride plein d’ambigüités, qui conduit à un secteur qui n’est ni vraiment planifié, ni vraiment orienté par le marché. Les politiques nationales de flexibilité sont insuffisantes, sans parler du manque de coordination entre elles.
La récente réforme de l’ Electricity Market Design définie par le Règlement, sous-directive, adopté fin 2023 est un pas en avant, mais il n’est pas suffisant. Il faudrait une reconnaissance explicite dans un texte européen du rôle de planificateur de chaque État-membre et de son autonomie de choix dans le domaine de l’électricité. Il faut arriver à un régime combinant de façon intelligente marché de court terme, planification et appels d’offre concurrentiels pour des contrats de long terme. Mais ceci n’empêchera pas les marchés de l’électricité de garder un fonctionnement très complexe et parfois très surprenant pour les non-spécialistes.
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