La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a mené des analyses et des recommandations sur le phénomène des prix négatifs de l’électricité en France, suite à l’augmentation de la fréquence de leur apparition. Dans son rapport publié le 26 novembre, l’Autorité a déterminé que les heures tarifées négativement n’ont jamais représenté plus de 102 heures par an jusqu’en 2022 (soit 1,2 % du temps). Depuis, elles représentent 147 heures en 2023 (1,7 % du temps) et 235 heures sur le seul premier semestre 2024 (5,4 % du temps). Au deuxième trimestre 2024, 10,2% des heures ont été caractérisées par des prix négatifs, avec un pic en avril (11,7% des heures dans le mois).
Ces épisodes surviennent principalement en début d’après-midi (entre 12h et 16h, la moitié) et le week-end (deux tiers des épisodes). Du début 2023 jusqu’à la fin du premier semestre 2024, 45,5% des 382 heures à prix négatif étaient des heures avec des prix compris entre -0,1 €/MWh et 0 €/MWh. Les autres heures sont caractérisées par des prix moyens de -15,5 €/MWh (minimum à -134,9 €/MWh).
« Si les prix négatifs ne résultent pas, par nature, d’un dysfonctionnement du système électrique ou du marché, ils pourraient refléter une utilisation sous-optimale de la base de production installée, provoquant une perte économique pour la collectivité », note la CRE. Il estime donc qu’il faut rechercher la meilleure utilisation possible des installations de production, “afin de ramener les prix très négatifs à un niveau proche du coût marginal des énergies renouvelables”. Ses recommandations concernent donc spécifiquement les mécanismes de soutien, « dans la mesure où ils constituent des leviers d’action importants et immédiats pour l’État ».
Introduire une incitation dans les contrats avec obligation d’achat
Selon la CRE, pour les centrales bénéficiant d’un contrat avec obligation d’achat, cela passera par la mise en place d’une incitation, notamment à travers la modification des contrats existants pour certaines d’entre elles, et l’abaissement désormais de 200 kW du seuil à partir de laquelle les systèmes basculent vers une rémunération complémentaire. Pour les usines bénéficiant d’une rémunération complémentaire, il s’agira plutôt de renforcer les systèmes d’incitation tout en corrigeant certaines distorsions existantes. En plus de prévoir une obligation de programmation dans les contrats d’accès aux réseaux de distribution, l’organisme de régulation recommande également de renforcer la contribution des centrales d’énergies renouvelables à l’équilibrage du système électrique. En cela, la CRE reprend les grandes orientations du gestionnaire de transport de RTE.
Pour l’instant les incitations diffèrent selon le mode d’accompagnement. En 2023, la production éolienne et photovoltaïque était encore majoritairement constituée de parcs soumis à achat obligatoire (OA). Toutefois, ces parcs ne sont (encore) soumis à aucune incitation à réduire la production en cas de prix négatif. De leur côté, comme le précise la CRE dans un document explicatif, les exploitations non accompagnées sont incitées à arrêter leur production en cas d’heures de prix négatifs : la production pendant ces heures génère des revenus de marché négatifs. Certains contrats de vente (producteur agrégateur ou producteur-consommateur) peuvent toutefois prévoir une rémunération fixe en €/MWh, sans clause relative aux prix négatifs. À l’instar de l’OA, le producteur n’est pas incité à réduire sa production.
Le cas des biens soumis à une rémunération complémentaire
Enfin, les parcs qui perçoivent une rémunération complémentaire ont une double incitation à réduire leur production en cas de prix négatifs :
• Le CR (T-M0) est payé uniquement pour le volume d’électricité produit par l’installation dans les heures où le prix spot est positif ou égal à zéro. Dans le cas d’une production d’une heure à prix négatif, la commercialisation de l’électricité génère donc des pertes, comme pour les parcs non subventionnés.
• De plus, le producteur reçoit une compensation au-dessus d’un certain seuil pour l’apparition de prix négatifs (« prime de prix négative »). Cette compensation correspond à la rémunération au niveau du taux de référence d’un rapprochement réglementaire du potentiel de production de l’usine. Le versement de la prime est conditionné à la non-production de l’usine. Cette condition constitue donc une incitation supplémentaire à interrompre la production.
D’ici 2023, la CRE constate qu’en moyenne environ 2/3 de l’énergie du parc rémunéré en supplément est entièrement coupée (production horaire nulle) en cas d’heure à prix négatif (un peu plus pour l’éolien que pour le photovoltaïque). Des établissements qui n’ont quasiment jamais fermé leurs portes en 2023 (
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