Trop de vent au Danemark, et ce sera? l'amende ! À partir du mois de décembre, la doyenne des Bourses de l'électricité, Nordpool, qui gère les kilowatts de la Scandinavie, imposera un prix négatif aux producteurs d'électricité danois. Lesquels devront payer 200 euros par mégawattheure (MWh) si leurs installations continuent d'alimenter le réseau en cas d'offre trop abondante. La Bourse nordique, qui est aussi la plus internationale et a priori la plus efficace d'Europe, veut ainsi empêcher les cours de l'électricité de sombrer vers zéro sur le marché danois. Ce qui est arrivé plusieurs fois, même pour des périodes très courtes, en raison d'une offre bien spécifique. Le parc éolien représente plus de 20?% de l'électricité au Danemark ; or, le vent présente la particularité d'être difficilement prévisible. Ainsi, en janvier 2005, une tempête a entraîné une surproduction éolienne, l'effondrement des cours de l'électricité puis une panne de courant, lorsque les éoliennes ont dû être arrêtées en raison d'un vent trop violent.En introduisant un prix négatif, qui motivera l'arrêt des éoliennes en cas d'offre surabondante, Nordpool tente de corriger un dysfonctionnement de marché, courant sur cette énergie qui souffre d'absence de stocks. En France, c'est un plafond qui pourrait s'avérer nécessaire.Le parc nucléaire français sème aussi le désordre sur les cours, mais à la hausse. Alors que la capacité de production française est la plus importante d'Europe, les cours du marché de gros ont connu un envol historique. en atteignant 3.?000 euros par mégawatt (MW) le 19 octobre, alors que de nombreux réacteurs nucléaires étaient en maintenance. « Jusqu'à 19 gigawatts de capacité de production nucléaire étaient à l'arrêt sur la seconde moitié du mois d'octobre », calculent les experts de BNP Paribas, soit un tiers du parc, qui est de 63,3 gigawatts. Un élément fortement inflationniste sur les cours de l'électricité, qui flirtent avec les 50 euros le MW actuellement sur Powernext pour le prix de base. Les exportations d'électricité de la France vers l'Allemagne et la Belgique ont chuté de 31 %, entraînant des variations haussières sur les prix et un regain d'activité des centrales au charbon outre-Rhin, malgré l'activité économique ralentie. La consommation en haute tension, liée à l'activité industrielle, affiche un recul de 11 % en France sur les neuf premiers mois de 2009. Malgré cette baisse de la demande, les centrales thermiques classiques, alimentées au gaz, au charbon ou au fioul, sont sollicitées. Sur le mois de septembre, leur production a augmenté de 15,8 %. Une tendance qui, à terme, risque d'affecter le niveau d'émission de CO2 de l'Hexagone.

latribune.fr

06 Nov 2009, 1:53

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