Claude Crampes et Stefan Ambec, TSE
Quand on voit des producteurs verser une rémunération aux consommateurs pour pouvoir écouler leur production, on est en droit de se demander si le mariage de l'industrie électrique avec l'économie de marché n'est pas celui de la carpe et du lapin. En fait, les prix négatifs affichés épisodiquement par les bourses de l'électricité en Europe et aux États-Unis sont un signal efficace informant tous les acteurs de l'industrie qu'il y a un fort excédent de production. Mais la répétition de tels prix est surtout imputable au traitement privilégié accordé aux énergies renouvelables intermittentes.
La micro-économie nous enseigne que l'équilibre est atteint sur un marché concurrentiel quand l'offre (relation croissante entre prix et quantités) est égale à la demande (relation décroissante entre prix et quantités). A ce volume d'équilibre correspond un prix, payé par les acheteurs aux vendeurs pour couvrir au moins les coûts de production, et même leur assurer un bénéfice. Comme la fonction d'offre reflète plus ou moins bien le coût de production et comme ce coût est positif (rien n'est gratuit ici-bas), l'intersection de l'offre et de la demande devrait toujours se faire à prix positif.
Pourtant, sur les marchés électriques, marchés horaires du lendemain (8.760 marchés par an) et marchés infra-journaliers, on observe épisodiquement des fonctions d'offre et de demande qui se coupent pour un prix négatif, comme dans le graphique ci-joint où l'on voit le marché français s'équilibrer pour un prix égal à -200€/MWh (1). Pour en arriver là, il a d'abord fallu que certains producteurs et certains consommateurs déclarent leur intention de passer des transactions à prix négatifs.
Côté consommateurs, les candidats ne manquent pas. Si le maire d'une grande ville peut laisser ses rues et places éclairées tout en renflouant les finances municipales, si l'exploitant d'une station de transfert d'énergie par pompage (STEP) peut gagner de l'argent en remplissant ses réservoirs, si un producteur d'électricité dont le coût est élevé peut répondre à ses engagements en se faisant payer pour utiliser l'énergie produite par d'autres, si nous-mêmes pouvons arrondir nos fins de mois en réglant le chauffage électrique au plus haut (personne ne viendra vérifier que nous avons aussi ouvert les fenêtres), pourquoi s'en priver?
En ce qui concerne les vendeurs d'électricité, l'explication est moins simple: elle tient essentiellement à la non-stockabilité de l'électricité, au manque de flexibilité des centrales thermiques, et aux modalités de rémunération des énergies renouvelables intermittentes.
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Dans toute industrie, quand le prix passe en dessous des coûts de production, les producteurs interrompent leur activité. Si cette interruption ne tarit pas le flux de produits, ce qui est le cas par exemple pour les productions agricoles contraintes par des cycles naturels, il reste le stockage dans l'attente de jours meilleurs, ou alors la destruction pure et simple de la surproduction. Mais stockage et destruction ont un coût. Si l'on peut trouver des consommateurs prêts à augmenter leur consommation contre une rémunération inférieure au coût de destruction (ou au coût du stockage net des ventes futures espérées), il est dans l'intérêt des producteurs de payer ces consommateurs.
L'industrie électrique cumule les difficultés: le stockage à grande échelle est encore impossible (sauf pour les stations de pompage mais leurs réservoirs ont une capacité limitée), et les excédents ne peuvent être exportés qu'à hauteur des capacités d'interconnexion et sous réserve que les pays interconnectés ne soient pas eux-mêmes en surproduction. Vouloir payer des consommateurs pour absorber des excédents d'énergie injectés dans le réseau peut donc être la conclusion logique d'un calcul économique. Mais d'où viennent ces excédents?
[ Graphique : Prix négatif sur le marché français de l'électricité (Source : Epex Spot SE)
La production d'électricité doit s'adapter à une demande continue qui varie en fonction du jour, de l'heure et des conditions météorologiques. La production doit donc être flexible, à la hausse comme la baisse. Les énergies fatales (solaire, vent, fil de l'eau) dépendent totalement des apports naturels instantanés. Elles ne sont donc flexibles qu'à la baisse par déconnexion des unités de production. Au contraire, l'hydroélectricité des barrages-réservoirs est parfaitement flexible. Entre ces extrêmes, les centrales thermiques ont une flexibilité qui varie avec les délais imposés (2). Comme le savent bien les automobilistes, on ne passe pas instantanément de l'arrêt à 50km/h, ni de 50km/h à l'arrêt, ni de 50 à 60 km/h, etc. Il y a en permanence accélération et décélération, c'est-à-dire une gestion dynamique des moteurs thermiques des automobiles comme des centrales électriques utilisant des combustibles fossiles.
Donc, dans les centrales thermiques, la production choisie pour une heure donnée ne dépend pas uniquement des conditions de marché de ladite heure. L'état de la production au cours des heures précédentes et les prévisions pour les heures suivantes jouent aussi un rôle essentiel. Si par exemple l'exploitant d'une centrale thermique pense devoir produire beaucoup entre 7h et 8h du matin et si, pour le faire dans de bonnes conditions, il doit commencer à augmenter la production dès 4 heures, il a besoin d'être sûr que sa centrale sera appelée par l'opérateur du marché sur tous les marchés horaires entre 4h et 7h. Le coût économique des MWh produits pendant la nuit est alors inférieur à leur coût marginal instantané puisqu'il faut déduire de celui-ci les gains attendus aux heures de pointe grâce à la montée en puissance pendant la nuit.
Cette déduction peut être tellement importante que le coût économique des heures de nuit devient négatif. C'est cette valeur inférieure au coût marginal instantané, et éventuellement négative, qui va être soumise comme enchère par l'opérateur de la centrale thermique. On peut ainsi interpréter le prix négatif proposé pendant les heures creuses de la nuit comme un investissement destiné à accroitre les gains des heures de pointe du matin.
Des enchères au prix négatif
Mais il ne suffit pas que les opérateurs de centrales thermiques soumettent des enchères négatives pour que le marché s'équilibre à prix négatif (3). Proposer de vendre à un prix négatif, c'est d'abord chercher l'assurance d'être appelé par l'opérateur du marché en étant moins-disant que les autres enchérisseurs. Le prix encaissé par tous les producteurs appelés sera en fait le prix d'équilibre, lequel a de grandes chances d'être positif... sauf si : i) la demande est très faible ; et ii) l'offre est très importante. C'est ce que l'on peut observer dans l'exemple qui illustre ce billet où la courbe de demande décroissante (en rouge) est localisée très à gauche et la courbe d'offre croissante (en bleu) très à droite du graphique.
C'est là qu'intervient la réglementation qui encourage l'injection des énergies renouvelables dans les réseaux électriques. Pour ces formes d'énergie, l'argument de la montée en puissance évoqué précédemment ne tient pas. Pourquoi alors les producteurs qui utilisent ces énergies primaires soumettent-ils des enchères négatives sur les marchés, au risque de voir le prix d'équilibre être négatif, donc en dessous de leur coût variable de production qui est peu différent de zéro? Parce qu'ils sont rémunérés par des tarifs d'achats réglementés positifs ou des primes, et qu'ils ont priorité dans le dispatching arrêté par le gestionnaire du système (en France, RTE)... s'ils produisent.
Par conséquent, leur coût économique, calculé en soustrayant du coût instantané nul la prime ou le tarif de soutien aux énergies vertes, est négatif. Exprimons-le différemment: i) si ma production n'est pas appelée par l'opérateur du marché, je gagne 0; ii) si elle l'est, je gagne le tarif d'achat réglementé, ou le prix du marché plus la prime aux énergies vertes; iii) j'ai donc intérêt à être appelé, c'est-à-dire à entrer dans l'ordre de préséance des producteurs grâce à une enchère négative égale, au maximum en valeur absolue, au montant du tarif ou de la prime.
Sous nos latitudes, plus il y a de production éolienne aux heures creuses de la nuit, venant se cumuler avec la surproduction due à la montée en puissance des centrales thermiques en vue des heures de pointe de la matinée, plus on a de chances de voir des prix négatifs avant les premières lueurs de l'aube (4).
Les subventions aux énergies renouvelables distordent les mécanismes concurrentiels, mais ce sont des aides d'état considérées comme vertueuses par les autorités européennes car elles participent à la dé-carbonisation de l'industrie électrique.
L'économiste ne peut se satisfaire de ce qu'elles participent à la transition énergétique, sans se demander quel en est le coût et s'il n'y aurait pas d'autres solutions, au moins aussi efficaces et moins onéreuses.
La meilleure solution, connue de tous mais que les responsables politiques ne veulent pas appliquer à cause de son aspect "punitif", est un prix du CO2 servant de repère pour les décisions d'investissement, de production et de consommation et reflétant le dommage marginal des émissions de gaz à effet de serre. La promotion spécifique des énergies renouvelables, quelle que soit sa forme, renchérit le coût de la lutte contre les gaz à effet de serre en faisant du développement des renouvelables un objectif au lieu d'être un moyen parmi d'autres.
Dans le cadre du problème qui nous intéresse ici et en nous limitant à l'Union européenne, les aides aux renouvelables présentent l'inconvénient de faire passer la production éolienne avant les centrales thermiques dans l'ordre de préséance de certaines heures hors pointe, indépendamment des besoins à satisfaire aux heures de pointe qui suivent.
Quel devrait être l'ordre d'appel? S'il y a beaucoup de vent la nuit et s'il est prévu également un fort vent aux heures de pointe du matin, suffisant pour satisfaire une grande partie de la demande, il est efficace d'injecter l'électricité d'origine éolienne dans le réseau la nuit et le matin. En revanche, s'il y a beaucoup de vent la nuit mais une prévision de vent faible pour le matin, il faut laisser la priorité à l'énergie produite par les unités thermiques pendant la nuit, pour qu'elles montent en puissance et soient opérationnelles dans des conditions efficientes aux premières heures de la matinée.
Il n'est pas difficile d'obtenir ce résultat. Il suffit d'exiger que les enchères soumises sur les bourses de l'électricité reflètent le coût économique hors subvention des installations de production. Le prix soumis à l'enchère serait donc: i) pour les fermes éoliennes, en permanence 0€; ii) pour les centrales thermiques, une valeur inférieure au coût instantané (et éventuellement négative) quand elles sont en phase de montée en puissance ou de réduction de puissance, et une enchère égale à leur coût marginal instantané quand elles produisent en régime stationnaire.
Les premières marches de l'ordre de préséance seraient ainsi formées soit d'enchères à prix nul (soumises par les éoliennes) suivies de prix positifs aux heures où les centrales thermiques ne font pas face à des contraintes dynamiques trop fortes, soit d'enchères à prix négatif (soumises par les thermiciens) suivies du prix nul des opérateurs d'éoliennes quand les thermiciens ont besoin d'injecter dans le réseau plus que ce que commandent les besoins instantanés. Si la demande est très faible, le dispatching peut nécessiter qu'une partie de la production d'origine éolienne ne soit pas injectée dans le réseau. L'ordre de préséance reflèterait ainsi le classement efficient des technologies dans un contexte dynamique plutôt que statique.
Si le système actuel est maintenu, la fréquence de prix négatifs de l'électricité va s'accroitre avec le développement des éoliennes (5). La réforme suggérée ci-dessus devrait réduire le nombre de prix négatifs sans les faire disparaître totalement, ce qui est une bonne chose au plan de l'efficacité économique puisqu'ils envoient un signal de pléthore incitant à la réduction de la production. Il n'en reste pas moins vrai que les énergies renouvelables tirent les prix vers le bas, ce qui met en danger l'équilibre financier des technologies traditionnelles et renforce la demande des exploitants de ces technologies pour des mécanismes de financement de leur capacité de production en sus de l'énergie produite. De fait, à cause de leur intermittence, les énergies renouvelables ne peuvent pas se substituer totalement aux énergies traditionnelles. C'est donc à nous, consommateurs/contribuables, de payer pour l'installation et l'entretien des deux types de technologies. Et si des prix épisodiquement négatifs tirent le prix de gros de l'électricité vers le bas, la facture de l'électricité au détail n'arrête pas de monter au rythme des "contributions" exigées pour couvrir les coûts de chaque type de producteur.
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NOTES
1 Le 16 juin 2013 le prix a commencé à être négatif à 3heures du matin, a décru jusqu'à atteindre -200€/MWh entre 5 et 8 heures, puis est remonté pour fluctuer autour de 0 avant de rebaisser dans l'après-midi. (https://www.epexspot.com/fr/donnees_de_marche/dayaheadfixing/courbes-agregees/auction-aggregated-curve/2013-06-16/FR/05/3).
2 Il existe essentiellement deux types de centrales thermiques: celles qui utilisent un cycle vapeur (charbon, gaz naturel, combustible nucléaire) et les centrales à turbines à combustion (cycle simple ou cycle combiné). Les secondes sont plus flexibles que les premières.
3 Un coup d'œil sur www.epexspot.com/fr/donnees_de_marche/dayaheadfixing/courbes-agregees/auction-aggregated-curve/ montre que des enchères négatives sont enregistrées quasiment sur toutes les marchés horaires.
4 En Californie, ce sont les pics de production solaire du milieu de journée qui sont à l'origine de prix négatifs. Voir https://www.caiso.com/Documents/2016FourthQuarterReport-MarketIssuesandPerformanceMarch2017.pdf, pages 17-18.
5 En Allemagne, il y a eu 126 heures à prix négatifs en 2015, et 97 en 2016. En France, elles se comptent encore sur les doigts de la main.
Claude Crampes et Stefan Ambec, TSE
