Dans la définition d’une politique énergétique, le plus compliqué n’est pas vraiment de produire suffisamment d’électricité à l’année, mais d’équilibrer à chaque instant l’offre et la demande. Cet équilibrage est la condition sine qua non à la stabilité du réseau et au maintien de sa fréquence.
Pendant longtemps, on a pensé que le plus compliqué était de faire face à la thermosensibilité du réseau électrique et d’être capable de couvrir – par la production interne ou par l’importation – les fameux pics de consommation hivernale quand les températures sont basses.
Le problème est de moins en moins la sous production lors des pointes hivernales et de plus en plus la surproduction renouvelable
Et puis la technologie a évolué. Le chauffage électrique, l’éclairage affichent de bien meilleures performances énergétiques. Les hivers sont aussi devenus en général moins rigoureux avec le changement climatique. Du coup, la pointe hivernale de consommation d’électricité est devenue de moins en moins importante. Les interconnexions avec les pays voisins se sont aussi développées, permettant à la France de fermer massivement ces centrales thermiques qui jusque-là servaient à couvrir la pointe. Si le bilan carbone de la production française s’en est trouvé légèrement amélioré, c’était au prix de l’externalisation de la pollution, notamment en Allemagne et en Espagne.
Mais un autre paramètre s’est modifié dans le même temps : l’arrivée, de plus en plus massive, des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque principalement) sur le réseau. Or, comme leur nom l’indique, leur intermittence est leur plus gros défaut. Leur production ne dépend ainsi pas du besoin, mais … de la météorologie.
Cela se traduit par une absence d’assurance de production quand on en a besoin. Mais aussi, comme le souligne le gestionnaire de réseau RTE dans les résultats semestriels électriques du pays, par une surproduction à des moments où elle n’est pas utile et utilisable.
L’aberration des prix négatifs
Cette surproduction se traduit sur les marchés d’équilibrage de l’électricité (appelés marchés spot). Ils ont pour fonction d’offrir une place d’échange pour permettre, heure par heure, de faire coïncider l’offre et la demande en toutes circonstances. Or, depuis quelques années, on peut voir apparaître sur ce marché spot des prix négatifs. Il existe de plus en plus fréquemment des moments où l’électricité est tellement abondante que les opérateurs sont prêts à s’en débarrasser par tous les moyens quitte à payer pour cela. Dans ce cas, le KWh vaut moins de zéro euro ! Ces épisodes qui étaient inexistants jusqu’en 2016 ont représenté plus de 322 heures sur les 8 premiers mois de l’année 2024. Et il y en a encore eu un mars 17 septembre dans la matinée. Selon des données compilées par l’agence Bloomberg, les cours du MWh (mégawatt heure) sont tombés jusqu’à -20 euros sur le Epex spot exchange. Pour Bloomberg, cette situation est la résultante d’une production abondante d’électricité éolienne et solaire et d’une faiblesse de la demande industrielle en France et en Europe.
Les conséquences des contrats avec obligation d’achat
A l’origine du problème se trouvent aussi certains modèles de contrats d’achat de la production électrique renouvelable. Le plus protecteur est l’obligation d’achat qui était utilisé avant 2016 pour les parcs éoliens et photovoltaïques et l’est encore aujourd’hui notamment pour les particuliers avec une petite installation solaire en autoconsommation et injection du surplus sur le réseau.
Ce type de contrat de rachat ne comporte aucune incitation à réduire sa production en fonction des conditions de marché. Ils participent donc de plus en plus à l’engorgement du réseau à certaines périodes.
Ces obligations d’achat sont remplacées progressivement par le mécanisme de complément de rémunération. Mis en place par la loi en 2016 pour les producteurs injectant en direct sur le réseau, il les contraint à vendre au prix du marché et la différence avec le prix de référence fixé par le contrat est ensuite compensée. Cette exposition aux prix de marché est de facto incitative à ne pas vendre à prix négatif, donc devoir payer pour que l’on prenne la production.
Or RTE note que plus de la moitié des installations solaires et éoliennes restent sous le régime de l’obligation d’achat. Le gestionnaire alerte donc sur l’augmentation exponentielle de ces surplus de production et soumet l’idée de renégocier les contrats déjà établis pour inciter à réduire sa production dans ces moments.
Mais ces moments de surproduction correspondant par nature avec les moments où la production est la plus importante, il est à craindre que les producteurs ne soient pas très enthousiastes. Et que l’effacement d’une partie de leur production électrique quand il y a beaucoup de vent ou un ensoleillement important et peu de demande… soit préjudiciable à la rentabilité des installations. On peut s’attendre à des négociations serrées, si elles ont lieu…
Philippe Thomazo
