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La vente directe de l'électricité produite par les parcs éoliens allemands atteint l'objectif fixé : elle permet d'intégrer au marché d'importants volumes d'énergies renouvelables et incite les opérateurs des parcs éoliens à couper leur production lorsque des prix négatifs trop importants apparaissent. Telle est la conclusion d'une étude d'Epex Spot publiée en octobre. "Après six ans d'expérience, l'Allemagne offre déjà un retour concluant", estime Kora Töpfer qui a réalisé l'étude.
La bourse des marchés spot européens estime que la vente directe a produit l'effet escompté par le législateur en Allemagne, et qu'elle intègre d'importants volumes d'énergies renouvelables. En France, l'évolution sera largement conditionnée par le développement des énergies renouvelables dans le cadre de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) : environ 3.000 mégawatts (MW) par an supplémentaires devraient être proposés sur le marché par les agrégateurs au cours des prochaines années.
Aujourd'hui, l'essentiel de la production renouvelable allemande vendue sur le marché est rémunérée par le prix de vente ainsi qu'un complément de rémunération. Ce dernier correspond à l'écart entre le "tarif de référence" de la source de production (solaire ou éolien, par exemple) et le "prix de marché de référence" qui équivaut à la moyenne mensuelle des prix sur le marché spot de la bourse Epex Spot. Environ 50 agrégateurs allemands participent au marché : négociants en énergie, fournisseurs, régies municipales et nouveaux acteurs spécialisés dans la vente directe d'électricité sur le marché.
Un palier éolien
L'étude constate que les agrégateurs se comportent globalement comme attendu. Lorsque l'offre est supérieure à la demande, ils préfèrent ne pas produire plutôt que d'alimenter le marché et assumer un prix négatif. L'étude démontre ce résultat en s'appuyant sur un cas concret : la courbe d'offre agrégée du lundi 26 décembre 2016 à 6 heures du matin sur le marché "day-ahead", c'est-à-dire le marché permettant aux acteurs de vendre ou d'acheter de l'électricité la veille pour le lendemain. Ce lundi matin, la demande spot est faible et la journée ventée. Le prix du marché est négatif et s'établit finalement à -67 euros par mégawattheures (€/MWh). En d'autres termes, faute de demande suffisante, les producteurs qui ont proposé leur électricité au marché day-ahead ont dû payer 67 euros pour que des clients consomment l'électricité qu'ils ont produite.
La courbe d'offre présentée par Epex Spot marque un palier de 12 gigawatts (GW) qui s'échelonne entre -50 et -100 €/MWh. "Selon toute vraisemblance, l'important palier de 12 GW représente de l'énergie éolienne", explique l'étude. Pour le démontrer, les auteurs ont calculé les volumes proposés pour chaque heure du mois de décembre 2016, dont le prix oscille entre -50 et -100 €/MWh. Ils ont ensuite comparé ces volumes aux prévisions de vent. L'étude montre que les volumes proposés entre -50 et -100 euros sont fortement corrélés avec les prévisions de vent. "On peut donc affirmer avec suffisamment de certitude que les volumes de ce palier correspondent en grande partie à la production éolienne mise aux enchères par les agrégateurs et qu'il ne s'agit pas de la production des centrales thermiques ou photovoltaïques", conclut l'étude.
Un marché qui s'est adapté
L'étude explique que si les producteurs éoliens coupent leur production lorsque le marché est excédentaire, c'est parce qu'ils sont en mesure d'anticiper la valeur marchande réelle de la production des éoliennes terrestres. Dans l'exemple du 26 décembre 2016, elle est égale à 24 €/MWh. Par ailleurs, le tarif de référence moyen pour l'éolien terrestre en 2016 était de 97 €/MWh. "Dans ce cas, le complément de rémunération s'élève à : 97 - 24 = 73 €/MWh", explique l'étude. Concrètement, cela signifie qu'un agrégateur vend à perte son électricité éolienne lorsque le prix de marché est inférieur à -73 €/MW. "Dans cette situation, il est donc logique que l'agrégateur mette aux enchères sa production électrique éolienne sur le marché day-ahead en formulant une offre à concurrence du prix négatif de l'électricité en bourse de -73 €/MWh", résume l'étude.
Plus précisément, les parcs éoliens bénéficient d'un tarif de référence variable en fonction de leur ancienneté. Les parcs les plus anciens ont un prix de référence supérieur à 97 €/MWh, les plus récents un prix de référence inférieur. Le détail du palier de 12 GW du 26 décembre 2016 met en lumière ces différences. Ce palier se décompose en six paliers correspondant à des prix négatifs compris entre -83 et -67 €/MW. Ces différents niveaux de prix négatifs traduisent les conditions dont bénéficient les parcs éoliens selon, notamment, leur ancienneté et leur taille. Ils traduisent aussi les différences d'anticipation des agrégateurs. Celles-ci peuvent notamment provenir de meilleures prévisions météorologiques.
Enfin, le marché s'est lui aussi adapté à l'incorporation des renouvelables. Sur le marché infrajournaliers, le délai entre la clôture de la négociation et la livraison d'électricité a été réduit. Cette modification permet aux acteurs de négocier jusqu'à 5 minutes avant la livraison en Allemagne. Cette nouvelle possibilité offre une plus grande flexibilité et une meilleure adéquation entre l'offre et la demande réelle : les producteurs réagissent au plus près de leur profil de production réel et le marché s'adapte mieux à la courbe de demande.
