La croissance rapide des renouvelables en Europe entraîne de plus en plus de périodes de prix de gros faibles ou négatifs, en particulier pendant les journées estivales où éolien et solaire produisent simultanément. L’Espagne et l’Allemagne sont en tête de cette tendance, mais nous anticipons que la majorité des marchés européens suivront.
L’augmentation des périodes de prix bas n’est pas linéaire avec la croissance des renouvelables. Au départ, les renouvelables s’intègrent au système avec un impact limité sur les prix, puis un point de bascule est atteint lorsque la production renouvelable se rapproche de la demande totale du marché, forçant les prix à des niveaux très bas pour équilibrer le système. Cela est clairement illustré par le marché espagnol (voir graphique ci-dessous) : la forte hausse des renouvelables entre 2015 et 2022 a eu peu d’effet, mais le marché a atteint un point de bascule en 2023 et la fréquence des périodes de prix bas a explosé. Dans des marchés localement contraints, on observe des dynamiques similaires. Par exemple, au Royaume-Uni, trop d’éolien est connecté au marché écossais relativement petit, et la capacité de transport vers l’Angleterre est insuffisante. En conséquence, NESO coupe fréquemment des parcs éoliens et paie des compensations élevées, soit pour l’arrêt des éoliennes, soit pour que des stockages en Écosse absorbent le surplus.
Ces prix bas et les rémunérations attractives pour l’équilibrage en période de forte production renouvelable ouvrent un large éventail d’opportunités dans la chaîne de valeur électrique, par exemple :
- Clients industriels : BESS derrière le compteur ; chauffage électrique en parallèle du gaz.
- Fournisseurs résidentiels : tarifs dynamiques, notamment pour les clients équipés de bornes de recharge VE.
- Production : BESS à grande échelle ; stockage longue durée (STEP, stockage thermique) et, à plus long terme, électrolyseurs pour hydrogène vert.
Un défi clé pour tout modèle économique ciblant ces périodes de prix bas est le coût du capital initial. À des niveaux d’utilisation intrinsèquement faibles, ce coût devient un facteur critique. Les deux autres leviers sont (i) le tarif réseau pendant ces périodes et (ii) la valeur du produit issu de l’électricité bon marché (pour le stockage électrique, c’est la valeur générée lors de la décharge en période de prix élevés ; pour le chauffage électrique industriel, c’est la valeur du gaz et du carbone économisés). Le tableau ci-dessous compare ces facteurs pour différentes technologies.
Le chauffage électrique industriel est une nouvelle opportunité que nous développons pour des clients avec de fortes charges thermiques. Son avantage clé : un CAPEX unitaire relativement faible et une flexibilité intrinsèque. Ces bénéfices compensent la valeur créée par les économies de gaz et de carbone. Pour les clients avec une capacité réseau limitée ou sans coût carbone, cette technologie devient moins attractive. En complément, les industriels peuvent coupler ce chauffage avec du stockage thermique pour réduire encore la consommation de gaz.
Le modèle économique des BESS repose jusqu’ici sur la valeur élevée de l’électricité déchargée et la réactivité (services réseau comme la réponse fréquence). À l’avenir, la possibilité de se charger à bas prix deviendra un élément clé du mix de revenus, renforçant l’attractivité des BESS derrière le compteur. Pour des durées moyennes (~2 h), l’économie est aujourd’hui favorable sur de nombreux marchés. Cependant, le coût marginal pour étendre la durée des BESS est élevé, tandis que le revenu marginal diminue avec chaque heure supplémentaire (moins d’utilisation). Les BESS sont donc moins adaptés aux longues périodes de prix bas (7+ h, fréquentes en Espagne).
Les solutions à CAPEX élevé comme la STEP longue durée ou les électrolyseurs restent plus difficiles à rentabiliser, compte tenu des incertitudes sur l’évolution du marché et du risque de cannibalisation par les BESS. Elles nécessitent des taux d’utilisation élevés pour justifier l’investissement. Pour stabiliser ces modèles, certains marchés (ex. Royaume-Uni) proposent des mécanismes « cap and floor » pour limiter le risque.
La flexibilité pour décaler la recharge des VE vers ces périodes de prix bas est aussi une opportunité émergente. De plus en plus de tarifs dynamiques incitent les particuliers à ajuster leurs habitudes de recharge pour bénéficier de prix réduits. Certains CPO expérimentent déjà des offres à prix bas pendant ces périodes.
Chaque marché européen atteindra son point de bascule à des moments différents, et la forme/frequence des périodes de prix bas dépendra du mix (éolien vs solaire). Les solutions optimales et leur timing varieront donc selon les marchés.
E-CUBE a développé une forte expertise sur le sujet des opportunités des prix bas à travers ses projets récents et l’expérience de ses consultants. Nous serions heureux d’échanger avec vous sur ces perspectives de marché et opportunités. N’hésitez pas à contacter les experts ci-dessous pour planifier une discussion sur le sujet.
