Electricité : payer pour en vendre ????
Electricité : payer pour en vendre ????
Article paru sur le site internet du journal Le Monde ce jour :
Payer pour vendre. Si cela paraît absurde, ce n'est pourtant pas rare. Peu habituée à ce phénomène, la France est à son tour rattrapée par les prix négatifs de l'électricité sur les marchés de gros.
Dimanche, le mégawattheure (MWh) s'est échangé au prix négatif de - 40,99 euros sur la Bourse de l'électricité, Epex-Spot. Selon le cabinet de conseil Sia Partners, le MWh a même chuté à - 200 euros pendant quelques heures dans la matinée – un record pour l'Hexagone. Au total, quatorze heures de prix négatifs ont été observées dimanche, soit déjà bien plus que les dix heures enregistrées sur l'ensemble de l'année 2012.
Ce phénomène est-il courant ?
La France, peu coutumière du fait, est pourtant loin d'être isolée. Des prix négatifs ont également été observés dans d'autres pays européens, comme l'Allemagne (- 3,33 euros le MWh dimanche), la Belgique (- 40,99 euros), observe la Bourse Epex-Spot dans un communiqué publié lundi.
L'Espagne et le Danemark sont eux aussi régulièrement touchés. Tous ces pays ont un point commun : celui d'être de grands producteurs éoliens ou solaires.
Quelles en sont les causes ?
Dans son communiqué, Epex-Spot explique ces prix négatifs par un surplus de production, causé d'une part par des températures douces et d'autre part par des niveaux élevés de production d'énergies dits "non flexibles" (nucléaire, hydraulique, éolien, photovoltaïque), c'est-à-dire à la production peu, voire pas, modulable en fonction de la demande.
L'électricité solaire ou éolienne bénéficie en effet d'une "priorité d'injection", c'est-à-dire qu'elle est écoulée en priorité sur les réseaux électriques, devant les autres moyens de production – ce qui oblige les distributeurs à l'acheter.
L'énergie propre est de plus subventionnée, et produite à coûts fixes, ce qui incite les exploitants à surproduire, même quand la demande est faible. Par conséquent, les prix de gros de l'électricité en Europe sont tirés à la baisse durant les pics de production éolienne ou solaire, jusqu'à devenir négatifs, de manière ponctuelle.
Quelles en sont les conséquences ?
Pour Sia Partners, ce phénomène "met à mal le difficile équilibre des marchés européens de l'électricité", et notamment la rentabilité des centrales à gaz, comme l'illustre la multiplication des fermetures ou mises sous cocon d'installations en Europe (dont trois centrales à gaz françaises de GDF Suez).
En effet, en période de prix négatifs, leurs propriétaires doivent payer pour écouler leurs électrons, ou stopper leurs installations, qui tournent donc de moins en moins. Or, "quand il n'y a pas de vent et pas de soleil, il faudra bien produire avec des centrales d'appoint, et si tout le monde les ferme, on risque de se retrouver face à un problème insoluble", prévient Cédric Jeancolas, de Sia Partners.
Selon lui, le consommateur est loin d'être gagnant. D'un côté, il participe au financement des subventions aux énergies renouvelables, et de l'autre, il paye les "pots cassés" : lorsque des producteurs d'électricité doivent payer pour écouler leur production, cela finit par se répercuter sur les factures
3 ou 4 réflexions :
a) on n'avancera pas facilement en matière d'énergie électrique renouvelable si on n'arrive pas à mieux "moduler" la consommation (toutes les machines à lav er aurait dû tourner à ce moment-là !)
b) le bilan exportations / importations de l'énergie nucléaire présenté en MWh ou TWh n'est pas un bon indicateur ; c'est la valeur de cette électricité qu'il faudrait considérer [acheter en plein pic de froid 1 MWh d'électricité très chère et vendre en plein été à pertes le même MWh, ce n'est pas pareil du point de vue du portefeuille]
c) j'ai regretté que la politique tarifaire tende à gommer cette différence de prix, qui, si elle n'est pas répercutée sur le consommateur fianl, ne va pas inciter à changer nos habitudes (cf a)
d) j'ai regretté aussi que la tarification de l'énergie cogénérée à partir du biométhane soit la même quel que soit le besoin ; cette énergie est naturellement facile à stocker ; il suffirait de doubler la capacité des cuves et du groupe de cogénération, pour un surcoût très faible, pour n'injecter que pendant 12 h sur 24, lorsque la demande est la plus élevée... (ou tripler pour n'injecter que 8 h sur 24)
Payer pour vendre. Si cela paraît absurde, ce n'est pourtant pas rare. Peu habituée à ce phénomène, la France est à son tour rattrapée par les prix négatifs de l'électricité sur les marchés de gros.
Dimanche, le mégawattheure (MWh) s'est échangé au prix négatif de - 40,99 euros sur la Bourse de l'électricité, Epex-Spot. Selon le cabinet de conseil Sia Partners, le MWh a même chuté à - 200 euros pendant quelques heures dans la matinée – un record pour l'Hexagone. Au total, quatorze heures de prix négatifs ont été observées dimanche, soit déjà bien plus que les dix heures enregistrées sur l'ensemble de l'année 2012.
Ce phénomène est-il courant ?
La France, peu coutumière du fait, est pourtant loin d'être isolée. Des prix négatifs ont également été observés dans d'autres pays européens, comme l'Allemagne (- 3,33 euros le MWh dimanche), la Belgique (- 40,99 euros), observe la Bourse Epex-Spot dans un communiqué publié lundi.
L'Espagne et le Danemark sont eux aussi régulièrement touchés. Tous ces pays ont un point commun : celui d'être de grands producteurs éoliens ou solaires.
Quelles en sont les causes ?
Dans son communiqué, Epex-Spot explique ces prix négatifs par un surplus de production, causé d'une part par des températures douces et d'autre part par des niveaux élevés de production d'énergies dits "non flexibles" (nucléaire, hydraulique, éolien, photovoltaïque), c'est-à-dire à la production peu, voire pas, modulable en fonction de la demande.
L'électricité solaire ou éolienne bénéficie en effet d'une "priorité d'injection", c'est-à-dire qu'elle est écoulée en priorité sur les réseaux électriques, devant les autres moyens de production – ce qui oblige les distributeurs à l'acheter.
L'énergie propre est de plus subventionnée, et produite à coûts fixes, ce qui incite les exploitants à surproduire, même quand la demande est faible. Par conséquent, les prix de gros de l'électricité en Europe sont tirés à la baisse durant les pics de production éolienne ou solaire, jusqu'à devenir négatifs, de manière ponctuelle.
Quelles en sont les conséquences ?
Pour Sia Partners, ce phénomène "met à mal le difficile équilibre des marchés européens de l'électricité", et notamment la rentabilité des centrales à gaz, comme l'illustre la multiplication des fermetures ou mises sous cocon d'installations en Europe (dont trois centrales à gaz françaises de GDF Suez).
En effet, en période de prix négatifs, leurs propriétaires doivent payer pour écouler leurs électrons, ou stopper leurs installations, qui tournent donc de moins en moins. Or, "quand il n'y a pas de vent et pas de soleil, il faudra bien produire avec des centrales d'appoint, et si tout le monde les ferme, on risque de se retrouver face à un problème insoluble", prévient Cédric Jeancolas, de Sia Partners.
Selon lui, le consommateur est loin d'être gagnant. D'un côté, il participe au financement des subventions aux énergies renouvelables, et de l'autre, il paye les "pots cassés" : lorsque des producteurs d'électricité doivent payer pour écouler leur production, cela finit par se répercuter sur les factures
3 ou 4 réflexions :
a) on n'avancera pas facilement en matière d'énergie électrique renouvelable si on n'arrive pas à mieux "moduler" la consommation (toutes les machines à lav er aurait dû tourner à ce moment-là !)
b) le bilan exportations / importations de l'énergie nucléaire présenté en MWh ou TWh n'est pas un bon indicateur ; c'est la valeur de cette électricité qu'il faudrait considérer [acheter en plein pic de froid 1 MWh d'électricité très chère et vendre en plein été à pertes le même MWh, ce n'est pas pareil du point de vue du portefeuille]
c) j'ai regretté que la politique tarifaire tende à gommer cette différence de prix, qui, si elle n'est pas répercutée sur le consommateur fianl, ne va pas inciter à changer nos habitudes (cf a)
d) j'ai regretté aussi que la tarification de l'énergie cogénérée à partir du biométhane soit la même quel que soit le besoin ; cette énergie est naturellement facile à stocker ; il suffirait de doubler la capacité des cuves et du groupe de cogénération, pour un surcoût très faible, pour n'injecter que pendant 12 h sur 24, lorsque la demande est la plus élevée... (ou tripler pour n'injecter que 8 h sur 24)
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Mwarf encore un délire du système économique actuel!
Le titre du sujet "être payé pour en consommer" aurait été plus clair
ps: tu as oublié la source url
Le titre du sujet "être payé pour en consommer" aurait été plus clair

ps: tu as oublié la source url
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Bon, je n'ai pas commenbté : il fautsb avoir que cela concerne, durant ces périodes, le peu d'énergie qui s'échange sur le marché "spot" !!! Ce n'est bien évidemment pas le prix payé par les distributeurs pour la totalité de l'électricité vendue ce jour là à cette heure là !
Faudrait fouiller le site de ErdF (ou CRE ???)... Enfin, y'a un site qui donne en instantanée les puissances consommées, echangées... On pourrait voir ce que ça représente !
Faudrait fouiller le site de ErdF (ou CRE ???)... Enfin, y'a un site qui donne en instantanée les puissances consommées, echangées... On pourrait voir ce que ça représente !
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Pour la source, fais comme moi: copié (au partiel de ce qui est intéressant) + source !
Pour les cotations de l'électricité en direct: http://www.powernext.com/
Je pense que c'est très ponctuel comme situation de prix négatif mais indique bien un problème d'équilibrage production / demande !
Pour les cotations de l'électricité en direct: http://www.powernext.com/
Je pense que c'est très ponctuel comme situation de prix négatif mais indique bien un problème d'équilibrage production / demande !
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C'est sur le site RTE qu'on a, pour la France, des tas de données.
A titre d'info, le dimanche 16 juin :
a) la puissance consommée variait entre 31 000 MW à 6 h et 46 000 MW en soirée ; avec une courbe qui semble se "moyenner" aux environs de 38 000 MW
b) le même jour, les exportations ont variées entre 3 800 MW et 7 500 à 8 000 MW.
A noter qu'à certains moments, on exporte et on importe !
Sur Powernext, je n'ai pas trouvé, pour la France, la part que représentait ce jour-là, les échanges "spots" négociées à prix négatif [la majorité des exportations se font dans le cadre de contrats ; le marché "spot", c'est vraiment la poubelle...]
A titre d'info, le dimanche 16 juin :
a) la puissance consommée variait entre 31 000 MW à 6 h et 46 000 MW en soirée ; avec une courbe qui semble se "moyenner" aux environs de 38 000 MW
b) le même jour, les exportations ont variées entre 3 800 MW et 7 500 à 8 000 MW.
A noter qu'à certains moments, on exporte et on importe !
Sur Powernext, je n'ai pas trouvé, pour la France, la part que représentait ce jour-là, les échanges "spots" négociées à prix négatif [la majorité des exportations se font dans le cadre de contrats ; le marché "spot", c'est vraiment la poubelle...]
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- Philippe Schutt
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Alors comme ça l'éolien et l'hydraulique ne sont pas modulables ?? Si, mais c'est juste l'organisation du marché qui est débile et qui les rend non-modulés.
En fait les vraiment non-modulables devraient payer les modulables pour le service rendu (la modulation).
Le photovoltaïque produit quand on consomme le plus donc dire "Tous ces pays ont un point commun : celui d'être de grands producteurs éoliens ou solaires" induit les gens en erreur en leur faisant croire que le solaire produit quand on n'en a pas besoin.
En fait les vraiment non-modulables devraient payer les modulables pour le service rendu (la modulation).
Le photovoltaïque produit quand on consomme le plus donc dire "Tous ces pays ont un point commun : celui d'être de grands producteurs éoliens ou solaires" induit les gens en erreur en leur faisant croire que le solaire produit quand on n'en a pas besoin.
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C'est sûr. Dans les non-modulables, il y a, chez nous, le nucléaire. Et il y a l'hydraulique au fil de l'eau : on n'empêche pas le Rhin ou le Rhône de couler...
Les puissances en jeu n'ont rien voir avec celle du PV ou de l'éolien (chez nous).
Pour quelques pays genre Danemarck, la problématique peut, en effet, être autre... C'est sûr qu'entre minuit et 6 h du matin, les courbes de conso présentent un creux sérieux, et qu'il peut y avoir à ce moment-là, du vent !
Je ne souscris pas spécialement à cet article. N'empêche qu'il incite à réfléchir !
Les puissances en jeu n'ont rien voir avec celle du PV ou de l'éolien (chez nous).
Pour quelques pays genre Danemarck, la problématique peut, en effet, être autre... C'est sûr qu'entre minuit et 6 h du matin, les courbes de conso présentent un creux sérieux, et qu'il peut y avoir à ce moment-là, du vent !
Je ne souscris pas spécialement à cet article. N'empêche qu'il incite à réfléchir !
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- Philippe Schutt
- Econologue expert
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on n'empêche pas l'eau de couler ni le vent de souffler, mais on utilise cette force ou pas, en déviant le courant du fleuve ou en orientant les pales de l'éolienne.
L'anomalie est que ces énergies sont prioritaires à l'achat, ce qui fait qu'on les fait tourner au max au lieu de s'en servir pour réguler.
Le creux du matin sera réduit par les voitures électriques quand le parc sera suffisant.
L'anomalie est que ces énergies sont prioritaires à l'achat, ce qui fait qu'on les fait tourner au max au lieu de s'en servir pour réguler.
Le creux du matin sera réduit par les voitures électriques quand le parc sera suffisant.
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- Modérateur
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Did67 a écrit :C'est sur le site RTE qu'on a, pour la France, des tas de données.
Oui, ici là: https://www.econologie.com/forums/tableau-de ... 10960.html
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