Les cas de prix négatifs sur les marchés européens de l’électricité ont atteint un niveau record l’année dernière, selon un nouveau rapport de l’analyste de données énergétiques Montel Analytics. L’étude a montré que le nombre de périodes pendant lesquelles les prix à un jour sont tombés à zéro ou en dessous a continué de grimper en Europe, atteignant un total de 4 838 (somme de toutes les zones d’appel d’offres) en 2024, soit près du double des 2 442 enregistrés l’année précédente. Entre baisse de la demande et hausse des renouvelables, la difficile équation ! Â
La Finlande a enregistré le plus grand nombre de cas de prix négatifs (721), dépassant les zones de prix suédoises, les Pays-Bas et l’Allemagne. Les prix négatifs sur le marché finlandais ont été attribués à la production éolienne élevée et à la faible interconnectivité avec les marchés voisins de la Suède et de l’Estonie. La forte production éolienne a été l’une des principales raisons des prix négatifs en Suède, tandis qu’un excès de production solaire a poussé les prix en territoire négatif aux Pays-Bas. « Dans l’ensemble, l’augmentation de la production éolienne et solaire et l’absence de mécanismes de réponse à la demande ont entraîné une augmentation du nombre d’heures à prix zéro ou négatif sur le marché à un jour dans de nombreux pays, Iberia les voyant pour la première fois au cours du deuxième trimestre 2024. Alors que les énergies renouvelables remplacent l’énergie conventionnelle pendant la période de pointe solaire, la demande de production et d’importations de combustibles fossiles a considérablement creusé l’écart de prix entre le pic solaire et le pic du soir » analyse Jean-Paul Harreman, directeur de Montel Analytics.
Record de production d’EnR dans le mix européen en 2024
La part de la production d’énergie renouvelable dans le mix énergétique de l’Europe a atteint un niveau record l’année dernière (50,4 %), la part de la production à partir de combustibles fossiles étant tombée à moins d’un quart (24,9 %). La demande est restée faible et s’est maintenue depuis la crise énergétique de 2022, ce qui a entraîné des signaux de prix plus baissiers sur les marchés européens par rapport aux années précédentes. Cependant, ces signaux de prix ont été compensés avec succès par une hausse des prix du gaz, causée par les tensions au Moyen-Orient et la fermeture imminente des gazoducs en provenance de la Russie via l’Ukraine. Dans le centre d’échange néerlandais TTF, souvent utilisé comme référence pour les prix européens du gaz, le prix moyen du gaz pour 2023 était de 43 €/MWh, soit une augmentation de 5,6 % par rapport à l’année dernière. Les taux de prélèvement des stocks de gaz ont été plus faibles que prévu au cours de l’hiver 2023-24 en raison du temps doux – les niveaux de stocks sont tombés à seulement 59 % à l’équinoxe de printemps – mais sont entrés dans cet hiver à 76 %, ce qui est généralement considéré comme un niveau sûr pour un hiver européen moyen.
L’électricité nucléaire française s’exporte
Le rapport Montel a également montré que la part de la production d’énergie nucléaire représentait près d’un quart de la production totale (24,7 %), contre 22,6 % en 2022, lorsque de nombreuses unités du parc nucléaire français ont été mises hors service pour maintenance. L’année dernière, cependant, un grand nombre de ces unités ont été remises en service et, par conséquent, la France a exporté la plus grande quantité d’électricité vers les marchés voisins depuis 22 ans. « La disponibilité nucléaire française est progressivement revenue en 2023 et au début de l’année 2024 après avoir connu des creux historiques en 2022. En 2024, la production nucléaire s’est élevée à 620,6 TWh dans toute l’Europe. Il s’agit de la proportion la plus élevée de la production totale depuis 2021, soit 24,7 % de la production totale. Cette tendance a été tirée par la reprise nucléaire française ainsi que par la baisse de la production et de la demande de combustibles fossiles » poursuit Jean-Paul Harreman.
Baisse de la demande industrielle et croissance de l’énergie solaire
La demande européenne totale est tombée à 2 678 TWh, soit une réduction de 7,7 % par rapport aux niveaux observés en 2023. La demande industrielle n’a pas retrouvé ses niveaux d’avant la pandémie et l’économie du plus grand consommateur de gaz d’Europe, l’Allemagne, s’est contractée pour la deuxième année consécutive. Il reste également beaucoup d’incertitude quant à la part de cette demande atone qui est permanente et à celle qui est temporaire. Outre la baisse de la demande industrielle, un autre moteur de cette tendance est la croissance de l’énergie solaire sur les toits (derrière le compteur), qui compense directement la demande d’électricité des ménages. Pour rappel, les énergies renouvelables (biomasse, hydraulique, éolien, solaire et déchets) ont représenté 50,4 % de la production totale d’électricité européenne l’année dernière, le nucléaire (24,7 %), le gaz (12,7 %), le charbon/lignite (11,9 %) et le pétrole (0,4 %) constituant le reste.
