Quels ont été les chiffres marquants sur les marchés de l'électricité ce mois-ci ?
„ Mayday, Mayday – c'est le 1er mai… “ – et c'est précisément ce signal que le marché a envoyé. Le 1er mai, les prix du marché journalier ont atteint leur niveau le plus bas, si bien que les consommateurs d'électricité ont une nouvelle fois gagné de l'argent en consommant de l'électricité. Ce qui était encore plus frappant, c’est le peu qu’il suffit désormais pour provoquer des fluctuations spectaculaires des prix. En France, un décalage marginal d’environ 200 MW a suffi pour faire chuter les prix d’environ -30 €/MWh à près de -500 €/MWh, ce qui montre à quel point l’équilibre du réseau est désormais précaire.
Après ce début de mois extrême, la situation s'est quelque peu stabilisée pendant le reste du mois, avec des prix généralement en légère baisse – un changement notable par rapport aux périodes précédentes.
Quelles sont les raisons possibles de ce comportement du marché ?
Deux facteurs ont marqué le marché : D'une part, la demande en énergies renouvelables était faible. Les jours fériés et les week-ends ont entraîné une baisse structurelle de la consommation, tandis que la forte production photovoltaïque a souvent généré des excédents. Les marchés s'étant stabilisés à un niveau proche de zéro, même de légers écarts par rapport aux prévisions déterminaient de plus en plus si les prix restaient positifs ou s'effondraient fortement dans le négatif.
D'un autre côté, la flexibilité faisait souvent défaut au moment crucial. En cas d'offre excédentaire, la demande réactive ou les capacités de stockage étaient insuffisantes pour l'absorber, ce qui a entraîné des baisses rapides des prix. Les effets saisonniers ont amplifié cette dynamique : la hausse des températures a légèrement réduit le rendement photovoltaïque, ce qui a contribué à la modération des baisses de prix observées plus tard dans le mois.
Parallèlement, les évolutions réglementaires influencent le comportement du marché et méritent d'être soulignées tout particulièrement. La réforme AgNes laisse entendre que les futurs tarifs d'accès au réseau pour les BESS seront basés sur la puissance raccordée et s'aligneront sur les tarifs d'accès au réseau applicables aux producteurs ; parallèlement, une exonération des redevances de réseau est prévue pour les projets BESS mis en service avant août 2029. Compte tenu du report à 2030/33 des redevances de réseau dynamiques, de l'abandon de l'utilisation atypique du réseau ainsi que des ajustements apportés à la règle des 7 000 heures, la flexibilité revêt une importance encore plus grande pour la conception future du système.
Quelles sont tes attentes pour le mois prochain ?
L'été battant son plein, nous nous attendons à ce que la volatilité se maintienne autour de zéro, les marchés réagissant de manière plus sensible aux moindres variations de l'offre et de la demande. La flexibilité reste le facteur limitant décisif qui détermine en fin de compte qui génère de la valeur ajoutée. Parallèlement, la clarté réglementaire croissante accélère les décisions d’investissement, notamment dans le domaine du stockage par batterie, et élargit ainsi la flexibilité dont disposent le réseau et les marchés.
