L’électricité peut se vendre cher sur le marché de gros, celui où les fournisseurs s’approvisionnent du jour au lendemain, à un prix calculé heure par heure. Très cher. Mais il peut aussi arriver, plus rarement, qu’elle s’échange à prix négatif, quand l’offre dépasse la demande. Les clients sont alors payés pour la transaction, et non plus les producteurs. Un comble !
La France a déjà connu cent dix-huit heures de prix négatifs en 2023, principalement entre les mois de mai et de juillet, mais aussi durant l’hiver – décompte arrêté au jeudi 19 octobre. Un record, selon les chiffres communiqués au Monde par la société Epex Spot, Bourse européenne des marchés électriques. Le précédent, en 2020, année de récession de l’activité liée à la crise du Covid-19, était de cent deux heures, soit 1 % d’une année complète. Le sujet est apparu dans le pays il y a une dizaine d’années, après l’Allemagne et l’Autriche.
Ce « phénomène relativement rare sur le marché de gros de l’électricité » reflète surtout l’importance de développer la flexibilité du système électrique, selon Epex Spot. C’est-à-dire de faire en sorte que l’offre s’adapte aux besoins. La question se pose de plus en plus avec le déploiement des énergies renouvelables comme l’éolien et le solaire, variables selon le moment de la journée.
Des variations sans conséquences sur les ménages
Une heure à prix négatif « résulte de la combinaison, au même moment, d’une production importante et non flexible d’électricité et d’un faible niveau de la demande », résume ainsi la Bourse européenne.
L’éolien et le solaire, qui ne se stockent pas encore en quantité industrielle, fournissent des électrons autant que le vent et le soleil le permettent. Y compris durant les week-ends, quand « il y a moins d’activité économique », relève Daniel Bour, président du syndicat patronal de l’énergie solaire Enerplan.
Exemple, dimanche 2 juillet, une journée avec quinze heures négatives : en plein après-midi, le prix est descendu quasiment à − 135 euros du mégawattheure. Ce mois-là, la moyenne (positive) était pourtant de 78 euros sur le marché de gros, selon les données transmises au Monde par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), autorité administrative française.
Le marché suit un ordre de préséance (le merit order, en anglais). Viennent d’abord, sur le réseau, les énergies considérées comme fatales (éolien, solaire, hydraulique au fil de l’eau), perdues si elles ne sont pas consommées à l’instant. Le nucléaire, lui, peut se « piloter ». « Dans les moments de prix très bas ou négatifs », l’exploitant EDF explique « être amené à baisser ou [à] arrêter temporairement la production de certaines de ses centrales nucléaires ». Viennent enfin les centrales thermiques (charbon, gaz), dont les coûts variables peuvent être significatifs – au point de pousser les exploitants à faire tourner à perte leurs installations quelques instants, plutôt qu’à les interrompre.
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