Les productions intermittentes compliquent l'ajustement entre offre et demande d'électricité. (©photo)
La formation des prix de gros de l’électricité résulte de la rencontre d’une offre (la production) et d’une demande (la consommation). Schématiquement, plus l’offre est forte par rapport à la demande, plus le prix de l’électricité baisse. Une offre trop importante peut même induire ponctuellement un prix négatif du MWh sur les marchés à court terme (spot).
L’offre ne peut pas toujours s’ajuster à la demande quelques heures auparavant, notamment parce que l’électricité est difficilement stockable à grande échelle. L’intégration croissante de capacités de production intermittentes telles que les éoliennes et les panneaux photovoltaïques rend cet ajustement encore plus délicat à maîtriser. En effet, ces dernières produisent de l’électricité lorsque la ressource est disponible (vent, soleil) et pas toujours lorsque la demande peut absorber cette production.
Lorsque la production issue de ces capacités intermittentes est très importante(1) alors que la demande est faible, il faut évacuer cette électricité par moments, quitte à la vendre à prix négatifs, pour éviter une « surchauffe » du réseau(2). Des opérateurs, notamment ceux qui disposent de STEP, peuvent alors être rémunérés pour absorber cette électricité excédentaire. Lors de ces plages de surproduction, certaines centrales « traditionnelles » (à gaz par exemple) continuent parfois à produire car les arrêter pour quelques heures est coûteux(3). Ces situations font baisser leur rentabilité.
Rappelons que l’électricité générée par les capacités intermittentes est « prioritaire » sur le réseau devant les autres moyens de production (centrales hydroélectriques, nucléaires, à gaz, charbon ou fioul)(4).
