Analyse et recommandations de la CRE sur le phénomène des prix de l’électricité négatifs

Pour les installations bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat, la CRE propose d’introduire une incitation à couper les centrales lors des épisodes de prix négatifs, notamment au travers d’amendements des contrats existants pour certaines d’entre elles. Elle préconise aussi d’abaisser dès à présent à 200 kW le seuil à partir duquel les installations basculent en complément de rémunération.

novembre 27, 2024 Gwénaëlle Deboutte

Evolution du nombre d'heures à prix négatifs depuis 2018.

Image : CRE

La commission de régulation de l’énergie (CRE) a mené un travail d’analyse et de recommandations sur le phénomène de prix de l’électricité négatifs en France, suite à l’augmentation de la fréquence de leur occurrence. Dans son rapport publié le 26 novembre, l’autorité établit que les heures à prix négatifs n’avaient jamais représenté plus de 102 heures par an jusqu’en 2022 (soit 1,2% du temps). Depuis, elles ont représenté 147 heures en 2023 (1,7% du temps) et 235 heures pour le seul premier semestre 2024 (5,4% du temps). Au deuxième trimestre 2024, 10,2 % des heures ont été marquées par des prix négatifs, avec un pic en avril (11,7% des heures du mois).

Ces épisodes se situent majoritairement en début d’après-midi (entre 12 et 16 heures, pour la moitié d’entre eux) et le week-end (deux tiers des occurrences). Depuis début 2023 et jusqu’à la fin du premier semestre 2024, 45,5 % des 382 heures à prix négatif étaient des heures avec des prix dans l’intervalle allant de -0,1 €/MWh à 0 €/MWh. Les autres heures sont caractérisées par des prix d’en moyenne -15,5 €/MWh (minimum à -134,9 €/MWh).

« Si les prix négatifs ne relèvent pas, par nature, d’un dysfonctionnement du système électrique ou du marché, ils peuvent traduire une utilisation sous-optimale du parc de production installée, engendrant une perte économique pour la collectivité », note la CRE. Elle estime donc nécessaire de rechercher la meilleure utilisation possible du parc de production, « afin de ramener les prix fortement négatifs à un niveau proche du coût marginal des EnR ». Ses recommandations portent donc spécifiquement sur les dispositifs de soutien, « dans la mesure où il s’agit de leviers d’action importants et immédiats pour l’Etat ».

Introduire une incitation dans les contrats d’obligation d’achat

Selon la CRE, pour les installations bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat, il s’agira ainsi d’introduire une incitation, notamment au travers d’amendements des contrats existants pour certaines d’entre elles, et d’abaisser dès à présent à 200 kW le seuil à partir duquel les installations basculent en complément de rémunération. Pour les installations bénéficiant d’un complément de rémunération, il s’agira plutôt de renforcer les dispositifs d’incitation tout en corrigeant certains biais existants. Outre l’instauration d’une obligation de programmation dans les contrats d’accès au réseau de distribution, l’organe de régulation recommande également de renforcer la contribution des installations EnR à l’équilibrage du système électrique. En cela, la CRE reprend les grandes orientations du gestionnaire de transport RTE.

Pour l’heure, les incitations différent en fonction du mode de soutien. En 2023, la production éolienne et PV était encore majoritairement composée de parcs sous obligation d’achat (OA). Or, ces parcs ne font (encore) l’objet d’aucune incitation à couper leur production en cas d’heure de prix négatif. Pour leur part, comme le précise la CRE dans un document explicatif, les parcs hors soutien ont une incitation à couper leur production en cas d’heure de prix négatif : une production lors de ces heures engendre des revenus marchands négatifs. Certains contrats de vente (producteur agrégateur ou producteur-consommateur) peuvent toutefois prévoir une rémunération fixe en €/MWh, sans clause relative aux prix négatifs. De manière similaire à l’OA, le producteur n’a alors aucune incitation à couper sa production.

Le cas des actifs sous complément de rémunération

Enfin, les parcs sous complément de rémunération disposent d’une double incitation à couper leur production en cas de prix négatifs :
• Le CR (T-M0) est versé uniquement pour le volume d’électricité produit par l’installation lors des heures pendant lesquelles le prix spot est positif ou nul. En cas de production pendant une heure à prix négatif, la commercialisation de l’électricité engendre donc des pertes, comme pour les parcs non soutenus.
• Par ailleurs, le producteur perçoit une compensation au-delà d’un certain seuil d’occurrence de prix négatifs (« prime de prix négatifs »). Cette compensation correspond à une rémunération au niveau du tarif de référence d’une approximation normative du potentiel de production de l’installation. Le versement de la prime est conditionné à la non-production de l’installation. Cette condition constitue donc une incitation supplémentaire à stopper la production.

En 2023, la CRE constate qu’en moyenne, environ 2/3 en puissance du parc sous complément de rémunération s’éteint entièrement (production nulle sur l’heure) en cas de survenance d’une heure à prix négatif (légèrement plus pour l’éolien que pour le PV). Les installations qui ne s’éteignent quasiment jamais entièrement en 2023 (<10% des heures de prix négatif) représentent environ 10% du parc en puissance.

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