Produit qui ne se stocke pas encore à grande échelle, l’électricité a toujours connu des prix volatils sur le marché spot. Mais la multiplication de ces épisodes de prix négatifs sur les marchés de gros inquiète en France comme en Europe. Ce phénomène est apparu dès 2009, d’abord en Allemagne.
Le rapport couvrant le deuxième trimestre de l’année 2024 publié par la DG Energie de la Commission européenne indique que le nombre d’heures de prix négatifs au 2e trimestre 2024 sur toutes les zones était presque le double de ce qu’il était un an plus tôt (4 166 avec + 189 % par rapport à 2023 où le nombre d’heures de prix négatifs était de 1 441, à comparer aussi avec 2022 où il était de 152 h sur la même période). Le rapport précise que la majorité de ces prix négatifs s’est concentrée sur mai, et qu’ils sont le reflet d’un besoin accru de flexibilité (effacement notamment), d’interconnexion et de stockage.
Les prix négatifs apparaissent lorsque la demande est plus faible que celle attendue (une étude statistique du début des années 2010 avait démontré que 70 % des heures de prix négatifs en Allemagne se produisaient pendant les jours chômés1) et que les moyens de production intermittents (renouvelables) sont abondants lorsque les moyens de production de base (nucléaire ou lignite), peu flexibles, sont en fonctionnement. Dans ce contexte, les moyens de production conventionnels peu flexibles préfèrent continuer à injecter plutôt que de suspendre leur production, et donc proposent des enchères à prix négatifs, pour éviter d’avoir à supporter des coûts d’arrêt-démarrage significatifs.
Ces prix négatifs ont cependant toujours trouvé preneurs comme l’écrivait Jacques Percebois2 : les producteurs suisses qui exploitent des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) et en...
