Marché spot : Quand la finance fait rimer économie avec écologie

« Le fonctionnement du marché spot favorise la baisse des énergies les plus polluantes, qui sont également les plus chères. Nous avons observé ce phénomène en Allemagne, où l’éolien a remplacé les centrales à charbon et à gaz », explique Clément Bouilloux, directeur France de Montel Analytics, entreprise qui édite des logiciels de suivi des marchés financiers. Associer capitalisme et transition énergétique, cela pourrait surprendre. Pourtant, comme le marché spot fixe des prix tout en hiérarchisant les différentes productions, il exerce une influence allant au-delà de la finance. Il classe l’activation des centrales en fonction de leurs coûts variables, soit leurs coûts de production comme l’achat de combustibles. Les centrales électriques sont ainsi sollicitées en fonction des dépenses qu’elles occasionnent, les moins onéreuses étant prioritaires. C’est ce qui est appelé le "merit order".

« L’éolien et le photovoltaïque ont grignoté les parts de marché du charbon et du gaz »

Ne nécessitant d’acheter aucune matière première, l’éolien, le photovoltaïque, l’hydraulique et la géothermie sortent gagnants du merit order. Pour ces énergies renouvelables, le prix fixé est de 0 €. Il est d’environ 30 € pour le nucléaire, de 70 € pour le gaz, de près de 90 € pour le charbon et d’un peu plus de 160 € pour le fioul. Toutefois, cela ne signifie pas que l’électricité produite par une éolienne est généreusement offerte. Le prix final du marché se base sur le coût de la centrale la plus chère, même si elle n’est utilisée qu’à 1 %. Par conséquent, il y a un fort intérêt à abandonner le fioul, le charbon et le gaz. C’est ce qui se passe actuellement dans l’Hexagone. « En France, très peu de gaz et de charbon ont tourné cette année. L’éolien et le photovoltaïque ont grignoté leurs parts de marché. Une première phase de transition a ainsi été achevée. Nous sommes, actuellement, en train d’en passer une nouvelle, où les énergies renouvelables vont venir marcher sur les plates-bandes du nucléaire », explique Clément Bouilloux.

La finance ne peut pas outrepasser les enjeux techniques

Néanmoins, cette logique financière ne pourra pas suivre une trajectoire exponentielle jusqu’à l’arrêt des sources d’énergies non-renouvelables. En effet, les technologies actuelles ne permettent pas de stocker l’électricité. Un frein important pour le développement du renouvelable qui se classe parmi les énergies intermittentes. Cette famille a le désavantage d’avoir une disponibilité irrégulière. Les éoliennes ne produisent de l’électricité que s’il y a du vent. À certains moments, il en résulte un trop-plein de production, à d’autres un manque. Afin d’assurer une offre continue en électricité, les énergies intermittentes nécessitent le support des pilotables, qui peuvent être activées à la demande, comme le gaz, le charbon et le fioul. Même des prix extrêmement attractifs ne peuvent pas changer cette limite physique. À l’opposé, il arrive qu’il y ait plus d'offre que de demande. « Le cas le plus commun est en été, lorsqu’il y a beaucoup d’ensoleillement alors que les besoins sont faibles », explique le directeur France de Montel Analtytics. De plus en plus fréquente, cette situation de surproduction entraîne des prix négatifs.

Des risques quant à l’augmentation des prix négatifs

Depuis le début de l’année 2024, le marché spot a ainsi connu 360 heures de prix négatifs. Autrement dit, durant l’équivalent de quinze jours, l’électricité a été vendue sur ce marché à moins de 0 €. Les fournisseurs d’énergie ont donc été payés pour acheter de l’électricité, comme si un boulanger tendait de l’argent en même temps que sa baguette… En 2023, année qui avait surpassé 2022, 147 heures avaient été comptabilisées. « Les périodes de prix négatifs restent marginales, mais elles commencent à être suffisamment importantes pour qu’elles deviennent un problème », pointe Clément Bouilloux. Se trouve en jeu la soutenabilité économique de certaines centrales. « Il y a 3 ans, cette situation n’était pas prépondérante. Des parcs éoliens et photovoltaïques ont donc été construits sans que cette charge financière soit prise en compte. Cela fausse les prévisions de rentabilité et crée des difficultés quant aux remboursements d’emprunts. » À ses yeux, la plus grosse problématique porte sur le solaire. Le photovoltaïque a le désavantage d’être intermittent, mais avec des heures plutôt fixes. Celles-ci suivent l'ensoleillement avec des pics de production entre 12h et 15h, une période de faible demande. « Le photovoltaïque finit par grignoter lui-même ses parts de marché. Plus il y a de solaire installé, moins les promoteurs gagnent de l’argent », déplore Clément Bouilloux qui n’est pas pour autant défaitiste.

« Rendre la demande pilotable pour l’adapter à l’intermittence du renouvelable »

« Il faut rendre la demande pilotable pour qu’elle s’adapte à l’intermittence du renouvelable. On pourrait, par exemple, électrifier davantage les voitures et encourager leur chargement sur les horaires de forte production du photovoltaïque », estime le directeur de Montel Analytics. Le développement de l’internet des objets pourrait aussi constituer un levier, en permettant de lancer sa machine à laver depuis son lieu de travail lorsque le soleil est à son zénith. Autre solution avancée : augmenter la demande pour répondre à l’offre. Une idée qui va dans le sens des scénarios de réindustrialisation. « Peu importe la solution, il ne faudrait pas qu’elle tarde à arriver. Les prix négatifs sont déjà là, il nous faut y remédier d’ici les deux années à venir », conclut-il.

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