L’année 2024 n’aura pas seulement été la deuxième plus chaude jamais enregistrée. Elle marque aussi un tournant dans la transition énergétique de l’Europe. Le signal a été donné par les marchés spot de l’électricité. Au second trimestre 2024, on a comptabilisé 4166 heures à prix négatifs, dont 1573 en mai. C’est 189% de plus que sur la même période en 2023, indique la Commission européenne. Ces prix horaires négatifs adviennent lorsque la demande d’électricité est plus faible que prévu et que la production d’énergie renouvelable variable, de charbon et de nucléaire, est abondante. Les centrales électriques conventionnelles proposent alors leur production à un prix négatif afin d’éviter de se mettre à l’arrêt et de risquer un redémarrage coûteux. Si la plupart de ces épisodes à prix négatifs se produisent en Europe du Nord et centrale, la France n’est pas épargnée.
Alors que le nombre d’heures à prix négatifs n’avaient jamais représenté plus de 102 par an jusqu’en 2022, soit 1,2% du temps, il a atteint 147 heures en 2023 (1,7% du temps) et 235 heures pour le seul premier semestre 2024 (5,4% du temps), observe la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Ces heures se situent majoritairement en début d’après-midi et le week-end, lorsque la demande d’électricité est la plus faible et la production d’énergies renouvelables, notamment solaire, est la plus forte. Si ces prix négatifs peuvent apparaître comme «une bonne chose pour les consommateurs», indique un expert des marchés de l’électricité, elles ne peuvent pas s’installer dans la durée. Elles coûtent en effet cher au contribuable. Les producteurs d’énergies renouvelables (EnR) sous compléments de rémunération, qui sont contractuellement incités à s’arrêter, sont indemnisés pour ne pas avoir pu produire. En France, au premier semestre 2024, cela a couté 80 millions d’euros à l’Etat. Les producteurs sous obligations d’achat sont eux insensibles aux conditions de marché et produisent à tout prix une électricité inutilisée.
Décaler les heures creuses
Ces prix négatifs sont en fait le signal, non pas d’un dysfonctionnement des réseaux physiques, rappelle la CRE, mais d’un besoin de mécanismes de flexibilité supplémentaires. «La poursuite du développement des EnR, sans certaines adaptations des dispositifs de soutien ou sans développement de flexibilités supplémentaires, pourrait conduire à une augmentation du phénomène des heures négatives dans les prochaines années», prévient la CRE. Au niveau européen, la Commission appelle elle aussi à développer les interconnexions entre les pays, les solutions de stockage de l’électricité et aussi à agir sur la demande, pour y faire face.
La CRE y travaille. En mai, elle a proposé que les heures creuses soient décalées entre 11 et 17 heures d’avril à octobre, pour correspondre aux périodes de production photovoltaïques maximum et où le risque de prix négatif est le plus élevé, idéalement dès 2025. Charge ensuite aux fournisseurs de faire de la pédagogie auprès de leurs clients et de proposer des offres attractives. En attendant que se développe le véhicule électrique, dont les batteries promettent d’être une autre source de flexibilité sur le réseau.
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Revoir les contrats d'obligations d'achats
Décaler les heures creuses ne sera toutefois pas suffisant. Il faudrait aussi agir sur l’offre. En novembre, la CRE a formulé 10 propositions visant à revoir les mécanismes de soutien aux renouvelables. Elle souhaite notamment d'amender les contrats d’obligations d’achat déjà signés pour introduire des incitations à l’arrêt des installations lors des périodes de prix négatifs, réduire le nombre de nouveau xcontrats de ce type, et modifier aussi les contrats de compléments de rémunération. Charge aux producteurs d’investir dans des solutions de stockage pour adapter l’offre à la demande. Mais contrairement à l’Allemagne ou au Royaume-Uni, en France aucun mécanisme d’aide n’est prévu pour le stockage adossé aux renouvelables. Les quelques 800 MW de batteries installées, notamment sur des sites de TotalEnergies, sont essentiellement dédiés à l’équilibrage du réseau.
Donner un cadre au stockage batterie
Si la CRE a aussi consulté début 2024 sur la possibilité d’introduire une nouvelle tarification soutirage/injection pour les batteries, aucun objectif de stockage batterie n’est pour l’instant prévu dans la programmation pluriannuelle de l’énergie 2025-2035. Pas grave, «on n’a pas besoin que la PPE 3 en parle pour en faire», explique Mathieu Massagne, PDG de ZE Energy. Ce dernier développe des centrales solaire plus stockage, pour économiser sur les coûts de raccordement au réseau ou s’installer là où les postes Enedis sont saturés. Lors des épisodes de prix négatifs, il a pu déplacer ses horaires d’injection tout en étant indemnisé. Il reconnaît néanmoins que ce système-là n’est pas durable, et qu’il faut maintenant un cadre stable pour le stockage batteries plutôt que «de tirer des câbles entre les pays», comme le préconise la Commission européenne ou d’organiser «l’écrêtement de la production renouvelable qui reste un gâchis», comme la France commence à y être contrainte.
