Do wind and solar curtail at negative electricity prices? Incentives and evidence across two decades of German renewable support schemes
Ce document analyse deux décennies de dispositifs de soutien aux énergies renouvelables en Allemagne pour révéler que les incitations actuelles échouent souvent à encourager les producteurs éoliens et solaires à réduire leur production lors de prix de l'électricité négatifs, gonflant ainsi les coûts des subventions et compliquant la stabilité du réseau, ce qui nécessite des réformes politiques pour garantir que les énergies renouvelables répondent aux signaux du marché.
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Dans le monde moderne de l'électricité, le réseau est une poutre d'équilibre délicate. Les centrales électriques doivent générer exactement autant d'énergie que les gens en consomment à chaque seconde. Lorsqu'il y a trop d'électricité, le système peut devenir instable ; lorsqu'il y en a trop peu, les lumières s'éteignent. Pendant des décennies, la solution pour gérer l'excès de puissance était simple : réduire la puissance des grandes machines qui brûlent du charbon ou du gaz. Mais alors que des pays comme l'Allemagne ont construit des milliers d'éoliennes et de panneaux solaires, un nouveau problème est apparu. Par temps très venteux ou ensoleillé, ces sources renouvelables peuvent produire plus d'électricité que nécessaire. Comme le vent et le soleil n'ont pas de coûts de combustible, ils sont souvent les premiers sollicités, mais ils ne peuvent pas toujours être arrêtés facilement si les règles du marché leur ordonnent de continuer à fonctionner. Cela crée une situation où le prix de l'électricité peut chuter si bas qu'il devient négatif, ce qui signifie que les producteurs doivent en fait payer pour se débarrasser de leur puissance. La question que se posent les ingénieurs et les économistes est de savoir si ces générateurs renouvelables cesseront simplement de produire lorsque le prix devient négatif, ou s'ils continueront à inonder le réseau de puissance dont personne ne veut.
Un chercheur dirigé par Lion Hirth s'est donné pour mission de répondre à cette question en examinant les vingt dernières années de l'histoire énergétique de l'Allemagne. Il voulait comprendre deux choses spécifiques : premièrement, si les règles financières et les subventions en place ont réellement donné aux parcs éoliens et solaires une raison de cesser de produire lorsque les prix chutent en dessous de zéro ; et deuxièmement, si les fermes ont réellement arrêté de produire lorsqu'elles en avaient la raison. Pour ce faire, le chercheur ne s'est pas contenté d'observer ce qui s'est passé ; il a construit une carte détaillée, heure par heure, de ce qui aurait dû se passer en fonction des lois complexes régissant chaque éolienne et chaque panneau solaire du pays. Il a ensuite comparé cette carte théorique à une nouvelle estimation hautement précise de la quantité de puissance réellement gaspillée, dérivée des données météorologiques et des registres du réseau.
L'étude révèle l'histoire de deux technologies différentes se comportant de manières opposées. Pour l'énergie éolienne, les règles financières ont évolué au fil du temps pour rendre les parcs plus sensibles aux prix du marché. D'ici 2025, lorsque les prix de l'électricité sont tombés à des niveaux profondément négatifs, spécifiquement en dessous de moins 50 euros par mégawattheure, presque toutes les fermes éoliennes d'Allemagne avaient une incitation financière à s'arrêter. Le calcul était clair : il aurait été plus rentable de s'arrêter plutôt que de continuer à générer et de payer la pénalité. Pourtant, lorsque le chercheur a examiné les données réelles, il a constaté que seulement environ la moitié des parcs éoliens s'étaient réellement arrêtés. L'autre moitié a continué de tourner, ignorant le signal de prix et continuant de produire une puissance dont le réseau n'a pas besoin.
L'énergie solaire raconte une histoire différente, et peut-être plus obstinée. Parce qu'une grande partie des panneaux solaires de l'Allemagne sont de petits systèmes de toiture qui revendent leur puissance au réseau à un prix fixe et garanti, ils sont complètement protégés des fluctuations sauvages du marché de gros. Pour ces systèmes, la chute du prix de l'électricité à des chiffres négatifs est sans importance ; ils reçoivent le même montant quel que soit le prix. Le chercheur a découvert que près des deux tiers de la production solaire totale n'avaient aucune incitation à cesser de produire, même lorsque les prix étaient profondément négatifs. Parmi les parcs solaires restants, exposés aux prix du marché, seule une petite fraction a réellement réduit sa production. Au total, lorsque les prix étaient profondément négatifs, seulement 9 % de la puissance solaire potentielle avait été réellement coupée, tandis que la vaste majorité continuait de couler sur le réseau.
Ce décalage entre les signaux du marché et ce que font les générateurs a de graves conséquences. Lorsque les parcs éoliens et solaires continuent de produire pendant les périodes de prix négatifs, ils forcent le réseau à absorber une énergie excédentaire qu'il ne peut pas utiliser. Cela rend la tâche physique de maintenir la lumière allumée beaucoup plus difficile et dangereuse pour les gestionnaires de réseau. De plus, comme de nombreux de ces générateurs reçoivent encore des subventions pour chaque kilowattheure produit, le public finit par payer pour de l'électricité qui est essentiellement jetée. Le chercheur a calculé que ce manque de réponse coûte des milliards d'euros au public et au système au cours des dernières années. L'étude conclut qu'à mesure que les pays continuent de construire davantage de capacités éoliennes et solaires, les systèmes de soutien actuels deviennent un fardeau. Pour que le réseau électrique reste sûr et efficace dans un avenir dominé par les renouvelables, les générateurs doivent être conçus pour répondre aux signaux de prix et être capables de s'arrêter quand le système le leur demande.
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