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.
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