La France produit plus d’électricité qu’elle n’en consomme, obligeant les producteurs à payer pour exporter leur surplus

by Milorde19

10 comments

  1. Donc, les prix vont baisser, n’est-ce pas ? N’est-ce pas ?

  2. L’article de Montel sur le sujet :

    **(Montel) Un réseau électrique « extrêmement tendu » en raison d’un surplus d’offre a contraint le gestionnaire de réseau français RTE à utiliser un coûteux mécanisme d’équilibrage d’urgence rarement employé et à réduire la production renouvelable, déclarent des analystes interrogés par Montel.**

    Le gestionnaire de réseau de transport (GRT) a dû signer des contrats de secours avec des homologues européens à plusieurs reprises depuis le mois dernier et encore mardi, a déclaré Clément Bouilloux, directeur de Montel Analytics France.

    Ces tensions sur le réseau devraient « durer au moins jusqu’au début ou à la mi-juin », a-t-il ajouté.

    Le 2 mars, RTE a versé près de EUR 12 000/MWh à des GRT de pays voisins pour exporter de l’électricité française excédentaire, a-t-il noté.

    En outre, le GRT français a dit avoir eu recours « quasi-quotidiennement (…) à des moyens post-marché exceptionnels et coûteux », en obligeant des parcs d’électricité renouvelable à réduire leur production contre une forte compensation financière, selon une porte-parole.

    RTE n’a pas chiffré ces coupes, précisant toutefois qu’elles étaient « plus fréquentes cette année » qu’en 2024, lorsque le GRT avait écrêté la production renouvelable française de « plus de 8 GWh ».

    **Surproduction printanière**

    La France connaît davantage d’heures de surplus d’offre du fait de la reprise de la production nucléaire, qui a atteint un plus haut de six ans pour un premier trimestre, et de la capacité solaire croissante, dans un contexte de faible demande. Le pays a ajouté 5 GW de solaire pour atteindre une capacité totale de 24,5 GW l’an dernier.

    Par ailleurs, au printemps, la production solaire augmente à la mi-journée tandis que les températures encore basses le matin et le soir stimulent la demande sur ces heures, rendant l’équilibrage du système plus difficile.

    Le mix énergétique français est dominé par le nucléaire, qui ne peut pas répondre instantanément aux pics de demande, tandis que le recours aux centrales à gaz pour quelques heures serait trop coûteux, expliquent des analystes.

    La situation a entraîné des prix négatifs de l’électricité plus tôt que l’an dernier en France, a relevé Géry Lecerf, directeur des affaires publiques du producteur et fournisseur suisse Alpiq.

    « Il y a une nouvelle normalité des prix négatifs sur le spot, mais la saison a commencé fin mars, début avril cette année, au lieu de juin », a-t-il souligné.

    Dans des messages consultés par Montel, RTE exhorte les responsables d’équilibre, ces entreprises chargées d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande électrique sur un certain périmètre, à faire « au mieux en amont du temps réel » et rappelle aux grands parcs renouvelables qu’ils doivent fournir des prévisions de production fiables et exhaustives.

    Le GRT espère ainsi obtenir une estimation « plus réaliste » de l’équilibre offre-demande et des marges d’exploitation, ce qui sera « bénéfique pour l’ensemble de l’économie du système électrique », a dit la porte-parole.

    **Détente cet été ?**

    Ces tensions pourraient s’atténuer à l’été, lorsque la production d’électricité diminue généralement avec les arrêts des réacteurs pour maintenance, que le vent faiblit et que la production hydroélectrique diminue, mais cela reste incertain, a souligné Clément Bouilloux.

    Alexis Gléron, qui dirige le cabinet de conseil Augmented Energy, s’attend à voir cette situation revenir « tous les ans tant que l’on n’a pas plus de batteries pour faire de la flexibilité à la hausse et à la baisse », du fait de la montée en puissance du solaire.

    Toutefois, cela devrait déjà s’améliorer avec de nouvelles réglementations françaises prévues qui obligeront les grandes installations renouvelables à participer au mécanisme d’ajustement et baisseront le prix de l’électricité consommée pendant les heures de forte production solaire, a-t-il estimé.

  3. Le renouvelable nous mets dans la merde … C’est quand même incroyable

  5. Facture EDF et GDF, EDF prix paye divisé par nombre de kWh consommés 0,31€ le kWh, le gaz idem, le kWh 0,14€ .

  6. Et qui sont ces producteurs qui produisent n’importe comment quand on en a pas besoin ?
    Ah, oui, ceux pour lequels on s’est fait [punir](https://www.lemonde.fr/en/environment/article/2022/11/25/renewable-energy-france-will-have-to-pay-several-hundred-million-euros-for-falling-short-of-its-objectives_6005566_114.html) parce qu’on en avait pas assez ?
    Mais sûrement qu’en rajouter encore plus chez nous et chez nos voisins ça va stabiliser tout ça.

    Est-ce-que [paie moi ou je déstabilise ton réseau](https://www.energyconnects.com/news/renewables/2024/september/world-to-pay-to-turn-off-green-power-unless-grids-improve/) ça sonne pas comme du chantage pour vous ?

  9. Concernant le marché de l’électricité, il est crucial de distinguer les différents mécanismes de prix. Cet article se concentre sur le prix SPOT, soit le tarif du mégawatt pour une livraison le lendemain. Il est important de noter que ce type de contrat ne représente qu’une fraction limitée du marché global. La majorité des transactions s’effectue via des contrats à plus long terme (annuels ou pluri-hebdomadaires). Un contrat d’électricité est en moyenne négocié sept fois entre son émission et sa consommation, pouvant être divisé, revendu ou racheté.

    La négativité ponctuelle du prix SPOT est un phénomène régulier et ne signale pas nécessairement une surproduction. Elle indique plutôt un déséquilibre temporaire où un acteur a acquis un volume de mégawatts supérieur à ses besoins immédiats.

    Les fournisseurs offrent aux particuliers un prix moyen, tout comme les industriels qui maintiennent leurs contrats à long terme face à la volatilité du spot.

    Quant aux énergies renouvelables, elles ne sont pas les seules responsables. Des contraintes de réseau existent : un mégawatt produit dans les Alpes ne rejoint pas directement la Bretagne. L’acheminement est un équilibrage par zones, permettant d’exporter vers la Belgique depuis le nord et d’importer d’Italie.

    C’est donc un non événement, cela ne dit rien du marché de l’électricité dans son ensemble. Le prix spot n’est pas le prix moyen du mégawatt, ni le prix moyen de production (il y a des années où EDF produisait pratiquement à perte).

  10. C’est plutôt bien d’avoir une grosse base nucléaire.

    C’est horriblement compliqué avec la pluralité des acteurs et les renouvelables qui dépendent de la météo d’anticiper la consommation, et on peut dire qu’en France ça marche plutot bien

    La solution pourrait être les “fermes de puissance” comme au Texas: des entreprises qui peuvent consommer beaucoup ou moins à la demande

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