Quelques statistiques électriques
Jean Pierre Riou
Et autres considérations pour que le pire soit derrière nous.
Les prix à la consommation
Les données Eurostats s’arrêtent à la fin de l’année 2022.
Les prix de l’électricité y sont disponibles hors taxes et TTC, pour les clients résidentiels ainsi que pour les industries dont les prix diffèrent selon les catégories :
A/ moins de 20 MWh annuels, B/ entre 20 et 499 MWh et C/entre 500 MWh et 1999 MWh.
Elles sont présentées en 2 dossiers, avant 2007 et après 2007.
Résidents
Pour les clients résidentiels (de 2500kWh à 4999kWh), la France se situe au 2nd semestre 2022 à la 18ème place sur 28 avec un kWh TTC à 0,2204€, loin derrière des pays comme le Kosovo, la Serbie, la Géorgie, la Bosnie Herzégovine l’Albanie ou le Monténégro, où il est vendu moins de 0,1€.
La moyenne de la zone euro est de 0,2906€/kWh.
Moyenne au dessus de laquelle on trouve l’Allemagne avec 0,3357€/kWh, quasi ex æquo avec l’Espagne (0,3350€/kWh), mais aussi l’Italie, la Belgique, et le champion d’Europe toutes catégories, le Danemark, avec 0,5871€/kWh.
Hors taxes, on retrouve d’ailleurs les mêmes à moins de 0,1€/kWh, et la France en 17ème position avec un kWh à 0,1723€. Sans ces taxes, l’Allemagne (0,2333€) ferait mieux que la moyenne de la zone euro (0,2483€) et le Danemark (0,3636€) est surpassé par la Belgique, l’Irlande et la Grèce.
L’importance de ces taxes est notamment liée à la restructuration du réseau, à l’instar du TURPE français.
Industriels
Le rapport de compétitivité, notamment entre la France et l’Allemagne se mesure aux tarifs non résidentiels des gros consommateurs, dont les électro-intensifs, définis par une consommation d'électricité supérieure à 2,5 kWh par euro de valeur ajoutée, contre 0,6 kWh en moyenne pour l'industrie manufacturière.
L’avantage français reste le même sur l’Allemagne pour les plus gros consommateurs d’électricité. Avec un kWh à 0,2524€ pour les tranches C (>500 MWh) pour les industriels allemands contre 0,1486€ pour les français … et 0,4089€ pour les danois qui ne sont battus que par les Roumains (0,4251€).
Notons que ce kWh est également plus compétitif hors taxes en France qu’en Allemagne (0,1237€ contre 0,1782€ en Allemagne et 0,2264€ au Danemark).
La libre concurrence
La Commission européenne veille pour empêcher les aides d’État qui favoriseraient leur propre industrie au mépris de la libre concurrence qui est la règle.
C’est d’ailleurs pour cette raison qu’EDF a été l’objet en 2010 d’une longue procédure judiciaire et de perquisition dans ses locaux pour un soupçon d’aide d’État qui lui aurait permis de vendre moins cher à nos industriels que le prix du marché français, tandis qu’il s’est avéré que son cours était sensible au coût élevé des centrales à charbon, notamment allemandes.
Tandis que les coûts de production d’EDF étaient particulièrement compétitifs grâce à son parc nucléaire, déjà amorti financièrement et un coût de combustible extrêmement bas.
Ce qui lui permet, aujourd’hui encore, de conclure d’intéressants contrats à long terme, tels que celui qu’il vient de conclure pour 10 ans avec sa filiale, producteur d’aluminium Trimet.
Le marché européen de l’électricité
Le marché de gros comporte en effet ces « produits à terme » qui, comme tous les échanges, peuvent se négocier sur les bourses, mais aussi directement de gré à gré.
Leurs tarifs « correspondant a priori à la moyenne des prix spot anticipés pour une période considérée, les prix des produits à terme sont moins volatils que les prix spot ».
Le marché spot
Les prix de référence de ce marché spot sont ceux calculés la veille par les opérateurs opérant en France, et sont fixés tous les jours avant 13h00 par un mécanisme d’enchères communes. Négociés la veille pour livraison le lendemain, ils reflètent l'équilibre offre-demande à cette échéance.
Ensuite le marché infrajournalier permet d’échanger de l’énergie entre pays jusqu’à une heure avant le début de l’heure de livraison. RTE assure la gestion de l’équilibre offre-demande en temps réel, le marché français permet des échanges en France, aussi bien de production que d’effacement, jusqu’à cinq minutes avant le début de la livraison.
Ses prix court terme, qui dépendent également d’éléments imprévus sont extrêmement volatils. Ils ont atteint 2987€/MWh en France le 4 avril 2022.
Quand la production y est supérieure à la consommation, les cours s’effondrent jusqu’à des valeurs négatives et certains producteurs vont jusqu’à payer pour produire plutôt qu’arrêter et redémarrer leur centrale.
Quand cette production vient à manquer, l’envolée du prix du carbone et des matières premières fossiles explique celle du MWh.
France Allemagne
Il n’en reste pas moins étonnant que ces MWh s’échangent régulièrement moins cher en Allemagne qu’en France. Le 2ème semestre 2022 a connu une flambée inédite avec un prix de référence moyen de 321,88€/MWh en France contre 284,26€/MWh en Allemagne, alors que les quotas d’émission de CO2 étaient négociés au même cours et que le gaz l’était à un cours inférieur en France qu’en Allemagne (104,63€/MWh contre 148,38€/MWh en Allemagne).
Ces écarts sont les mêmes chaque année depuis 2015, début des statistiques françaises du site Energy Charts.
Cette situation s’est cependant lissée en 2023, surtout au 2ème semestre où le cours est retombé à 74,24€/MWh en France contre 74,14 en Allemagne avec un cours d’achat du gaz comparable dans les 2 pays, autour de 29€/MWh, parallèlement au retour de son cours au même niveau que 2020.
En clair, l’Allemagne aura historiquement échangé son courant à un prix plus avantageux que la France sur le marché européen, (alors qu’elle paye son gaz plus cher pour le produire), tandis que les Allemands, industriels compris, auront continué à acheter ce courant plus cher que les Français.
Le pire serait-il derrière nous ?
Dans son rapport sur les prix à terme pour l’année 2023, la CRE considérait que « Les prix à terme de l’électricité pour l’hiver 2022-2023 pour livraison en France sont extrêmement élevés et ne correspondent plus à une anticipation moyenne des prix spot telle que modélisée historiquement. Ils reflètent soit des anticipations de forte pénurie, soit une prime de risque élevée sur le marché de l’électricité français, et vraisemblablement la conjonction des deux. »
La remise en état du parc nucléaire et le retour actuel du pays en position de principal exportateur européen peuvent laisser espérer l’accalmie de cette fébrilité des marchés permettant aux consommateurs français de n’être pas les plus pénalisés par le système.
En tout état de cause, le retour de cette inquiétude des marchés, dépendra essentiellement de l’évolution de notre capacité pilotable.
Dunkelflaute
En effet, la production intermittente des EnR est incapable de rassurer les marchés dans la mesure où elle risque de manquer précisément au moment où on en aurait le plus besoin.
La principale de ces défaillances que les Allemands nomment "Dunkelflaute" (périodes prolongées sans vent ni soleil), est parfaitement visible sur le bilan annuel de l'excellent site Energygraph qui permet de visualiser la très faible production éolien + photovoltaïque qui a fait défaut à la France au moment le plus critique, c'est à dire en permanence dans le bleu entre le 26 décembre 2022 et le 19 janvier 2023. Cette couleur bleue, même au plus fort de la production solaire interdit d'imaginer un stockage faisant face à une telle durée.
Par ailleurs, nos voisins allemands et espagnols étaient alors strictement dans la même situation au même moment, comme l'illustre le graphique ci-dessous de leurs productions éolien/photovoltaïque cumulées avec les nôtres
Bilan de production Enedis
Au 31 décembre 2022, 17 431 MW éoliens étaient raccordés au le réseau Enedis sur une puissance totale de 21 102 MW. Et le parc solaire atteignait une capacité installée de 15 756 MW, dont 829 MW sur le réseau de RTE, 14 014 MW sur celui d’Enedis, 698 MW sur les réseaux des ELD et 215 MW sur le réseau d’EDF SEI en Corse. Soit 31 445MW éoliens + solaires sur le réseau Enedis qui illustre ci-dessous le profil de sa production sur 1 an. Au pas journalier.
Notamment 82 385 MW le 12 décembre à 19h, c'est à dire après le coucher du soleil qui diminue d'autant les chiffres de l'illustration précédente, donnés sur la production au pas journalier. Tandis que le record de consommation de 2023 est de 82 586 MW le 25 janvier à 19 h. Jour où éolien + PV n'étaient d'ailleurs pas plus brillants, avec 42 020 GW injectés dans la journée, soit une production journalière moyenne de 5,5% de leur puissance installée, dont spécifiquement rien du tout pour le PV lors du pic de la consommation.
L’exception ibérique
Notons enfin que le MWh s’échange aujourd’hui sensiblement plus cher en Espagne et au Portugal qu’en Allemagne ou en France depuis la baisse du cours du gaz, alors que ces 2 pays avaient obtenu une dérogation de Bruxelles pour plafonner à 40€/MWh le gaz destiné à produire l’électricité.
Ce qui leur avait permis de s’en tirer nettement mieux que les autres lors de la flambée de son cours, au 2ème semestre 2022.
La dilution des mérites
Selon RTE, ce marché de l’électricité ne fonctionne pas en « prix moyen », mais en « prix marginal ». « C’est à dire le coût de la dernière centrale retenue pour satisfaire la consommation qui fait le prix pour toutes les autres. Qu’il soit issu d’un panneau solaire, d’un barrage hydraulique, d’une centrale nucléaire à gaz importe peu : tous les kilowattheures sont vendus selon la valeur du coût marginal ».
Et se trouve donc à la merci d’une crise majeure de n’importe quel moyen de production, aussi minime soit-il. A l’instar de celle provoquée par le gaz au 2ème semestre 2022.
L’électricité ne se stockant pas, ou si peu, les acteurs du marché auraient intérêt à sécuriser leurs achats par des producteurs ciblés, dont la garantie valorise la production. Les moyens les plus onéreux trouvant naturellement preneurs au dernier moment pour équilibrer l’offre et la demande. Les énergies intermittentes ne pourraient alors vendre à terme qu’un % infime de leur puissance, et écouleraient le reste à échéance journalière.
Si reste il y en a, et que besoin est.
Mais l’organisation d’un brassage forcé de tous les électrons dans un même marché européen donne le privilège aux EnR de se défausser de leur responsabilité de carence et d’entraîner pour tous le coût de la centrale la plus chère.
En entrainant une surcapacité lorsqu’elles produisent, ces EnR sont à l’origine de l’érosion des capacités pilotables tout en cannibalisant leur propre valeur. Elles portent, par là même, le germe d’une nouvelle fébrilité des marchés.
Gare aux prochaines crises, car la transition écologique repose sur le secteur électrique.
