{"id":20715,"date":"2026-07-21T09:44:54","date_gmt":"2026-07-21T07:44:54","guid":{"rendered":"https:\/\/hayaenergy.com\/?p=20715"},"modified":"2026-07-21T09:45:12","modified_gmt":"2026-07-21T07:45:12","slug":"blog_2026_prix_negatifs_de_l_electricite","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/hayaenergy.com\/fr\/blog_2026_prix_negatifs_de_l_electricite\/","title":{"rendered":"Les prix n\u00e9gatifs de l’\u00e9lectricit\u00e9 en Europe : pourquoi les march\u00e9s r\u00e9agissent-ils diff\u00e9remment ?"},"content":{"rendered":"

1. Prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 n\u00e9gatifs : un ph\u00e9nom\u00e8ne de plus en plus courant<\/span><\/h2>\n

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Les prix n\u00e9gatifs de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 apparaissent lorsque l\u2019offre d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u00e9passe la demande, ce qui fait tomber le prix du march\u00e9 de gros en dessous de z\u00e9ro. Cela signifie que les producteurs expos\u00e9s au prix spot doivent en fait payer pour continuer \u00e0 injecter de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans le r\u00e9seau. N\u00e9anmoins, la production peut rester \u00e9conomiquement viable lorsque les centrales ont des co\u00fbts \u00e9lev\u00e9s li\u00e9s \u00e0 l\u2019arr\u00eat et au red\u00e9marrage, \u00e0 des contraintes techniques de fonctionnement, ou lorsque les revenus contractuels et de soutien sont suffisants pour compenser les prix n\u00e9gatifs du march\u00e9.<\/p>\n

Les prix n\u00e9gatifs de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sont pass\u00e9s d\u2019\u00e9v\u00e9nements occasionnels \u00e0 une caract\u00e9ristique structurelle des march\u00e9s \u00e9lectriques europ\u00e9ens. Cependant, leur fr\u00e9quence et leur ampleur varient consid\u00e9rablement selon les pays. La France, l\u2019Allemagne et l\u2019Espagne montrent que la seule p\u00e9n\u00e9tration des \u00e9nergies renouvelables ne d\u00e9termine pas le r\u00e9sultat du march\u00e9 : les incitations pour les producteurs et la flexibilit\u00e9 du syst\u00e8me sont tout aussi importantes.<\/p>\n

2. \u00a0Pourquoi les prix de l’\u00e9lectricit\u00e9 passent-ils en dessous de z\u00e9ro ?<\/span><\/h2>\n

 <\/p>\n

Les prix n\u00e9gatifs de l’\u00e9lectricit\u00e9 ne signifient pas que l’\u00e9lectricit\u00e9 n’a plus de valeur. Ils indiquent plut\u00f4t que produire un m\u00e9gawattheure suppl\u00e9mentaire d’\u00e9lectricit\u00e9, \u00e0 un endroit et \u00e0 un moment pr\u00e9cis, engendre un co\u00fbt pour le syst\u00e8me.<\/p>\n

Le point de d\u00e9part est g\u00e9n\u00e9ralement une combinaison d’une faible demande et d’une forte production d’\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable. La demande est souvent plus faible pendant les week-ends, les jours f\u00e9ri\u00e9s et au cours des mois de printemps, lorsque les temp\u00e9ratures sont mod\u00e9r\u00e9es, tandis que la production solaire atteint son maximum autour de midi. Des conditions de vent favorables peuvent \u00e9galement accro\u00eetre davantage l’offre.<\/p>\n

\u00c0 mesure que la production d’\u00e9nergie renouvelable augmente, la demande r\u00e9siduelle adress\u00e9e aux moyens de production conventionnels diminue fortement. \u00c0 certaines heures, les productions solaire et \u00e9olienne peuvent couvrir la majeure partie de la demande, poussant ainsi les prix de gros de l’\u00e9lectricit\u00e9 vers z\u00e9ro.<\/p>\n

Toutefois, tous les moyens de production ne peuvent pas ajuster rapidement leur niveau de production. Les centrales nucl\u00e9aires, au charbon et d’autres centrales thermiques sont notamment soumises \u00e0 des niveaux minimums de production, \u00e0 des contraintes techniques ainsi qu’\u00e0 des co\u00fbts importants d’arr\u00eat et de red\u00e9marrage. Dans ces conditions, une centrale peut pr\u00e9f\u00e9rer continuer \u00e0 produire et proposer un prix n\u00e9gatif si l’arr\u00eat de sa production lui co\u00fbterait davantage.<\/p>\n

De la m\u00eame mani\u00e8re, les producteurs d’\u00e9nergie renouvelable peuvent continuer \u00e0 produire lorsque les revenus issus des m\u00e9canismes de soutien, des certificats ou des dispositions contractuelles compensent un prix spot n\u00e9gatif. Toutefois, les dispositifs de soutien varient consid\u00e9rablement selon les pays et les r\u00e9gimes en vigueur, certains m\u00e9canismes r\u00e9cents suspendent ou limitent la r\u00e9mun\u00e9ration en cas de p\u00e9riodes prolong\u00e9es de prix n\u00e9gatifs.<\/p>\n

Les prix n\u00e9gatifs deviennent plus marqu\u00e9s lorsque le surplus d’\u00e9lectricit\u00e9 ne peut ni \u00eatre export\u00e9 ni \u00eatre absorb\u00e9, en raison de capacit\u00e9s d’interconnexion satur\u00e9es, de contraintes sur le r\u00e9seau \u00e9lectrique limitant les flux d’\u00e9nergie, ou d’un manque de capacit\u00e9s de stockage et de flexibilit\u00e9 de la demande. L’ensemble de ces facteurs d\u00e9termine si les prix se rapprochent de z\u00e9ro ou s’enfoncent nettement dans le n\u00e9gatif.<\/p>\n

3. Plus d’heures en prix n\u00e9gatifs, mais des prix n\u00e9gatifs moins marqu\u00e9s<\/span><\/h2>\n

 <\/p>\n

\"Evolution<\/p>\n

    \n
  • Evolution depuis 2023<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n

    L’augmentation de la fr\u00e9quence des prix n\u00e9gatifs de l’\u00e9lectricit\u00e9 est clairement observable en France, en Allemagne et en Espagne. La France est pass\u00e9e de 147 heures<\/strong> de prix n\u00e9gatifs en 2023<\/strong> \u00e0 513 heures<\/strong> en 2025<\/strong>, tandis que l’Allemagne est pass\u00e9e de 300 heures<\/strong> \u00e0 572 heures<\/strong>. L’Espagne a connu l’\u00e9volution la plus marqu\u00e9e, ne comptabilisant aucune heure<\/strong> \u00e0 prix n\u00e9gatif en 2023<\/strong>, puis 253 heures<\/strong> en 2024<\/strong> et 556 heures<\/strong> en 2025<\/strong>.<\/p>\n

    Toutefois, la fr\u00e9quence \u00e0 elle seule ne refl\u00e8te pas l’ampleur du ph\u00e9nom\u00e8ne. Cela est particuli\u00e8rement visible en 2025<\/strong>, o\u00f9 l’Allemagne et l’Espagne ont enregistr\u00e9 un nombre presque identique d’heures \u00e0 prix n\u00e9gatifs (572<\/strong> et 556<\/strong>, respectivement), mais avec des niveaux de prix n\u00e9gatifs tr\u00e8s diff\u00e9rents. En Allemagne, le prix minimum a atteint -250,32 \u20ac\/MWh<\/strong>, avec 13 heures<\/strong> en dessous de -100 \u20ac\/MWh<\/strong>. \u00c0 l’inverse, en Espagne, le prix minimum n’a \u00e9t\u00e9 que de -15 \u20ac\/MWh<\/strong>. La France a \u00e9galement d\u00e9pass\u00e9 les 500 heures<\/strong> \u00e0 prix n\u00e9gatifs, mais son prix minimum s’est \u00e9tabli \u00e0 -118,01 \u20ac\/MWh<\/strong>.<\/p>\n

      \n
    • Acc\u00e9l\u00e9ration au cours du premier semestre 2026<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n

      Le premier semestre 2026<\/strong> a confirm\u00e9 ces diff\u00e9rences, bien que l’acc\u00e9l\u00e9ration n’ait pas \u00e9t\u00e9 uniforme. \u00c0 la fin du mois de juin, l’Espagne<\/strong> avait d\u00e9j\u00e0 d\u00e9pass\u00e9 son total annuel de 2025<\/strong>, avec 639 heures<\/strong> de prix n\u00e9gatifs. La France<\/strong> a enregistr\u00e9 407 heures<\/strong>, soit environ 9 %<\/strong> de l’ensemble des heures de la p\u00e9riode, tandis que l’Allemagne<\/strong> en comptabilisait environ 227<\/strong>.<\/p>\n

      La distinction entre la fr\u00e9quence<\/strong> et l’intensit\u00e9<\/strong> des prix n\u00e9gatifs est donc essentielle : l’Espagne se distingue par le nombre d’heures \u00e0 prix n\u00e9gatifs, tandis que la France et l’Allemagne ont connu des niveaux de prix n\u00e9gatifs nettement plus profonds. Les \u00e9v\u00e9nements du 1er mai 2026<\/strong> illustrent particuli\u00e8rement bien pourquoi des conditions de march\u00e9 comparables peuvent conduire \u00e0 des r\u00e9sultats tr\u00e8s diff\u00e9rents.<\/p>\n

      4. Des conditions similaires, des signaux de prix diff\u00e9rents : le 1er mai 2026<\/span><\/h2>\n

       <\/p>\n

      Le 1er mai 2026<\/strong>, l’Espagne, la France et l’Allemagne ont \u00e9t\u00e9 confront\u00e9es \u00e0 des conditions de march\u00e9 globalement comparables. Ce jour-l\u00e0 \u00e9tait f\u00e9ri\u00e9 dans les trois pays, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9tait inf\u00e9rieure \u00e0 la normale et la production solaire \u00e9tait \u00e9lev\u00e9e durant les heures centrales de la journ\u00e9e. Malgr\u00e9 ces similitudes, les r\u00e9sultats en mati\u00e8re de prix ont \u00e9t\u00e9 sensiblement diff\u00e9rents.<\/p>\n

      Le prix minimum observ\u00e9 en Espagne<\/strong> est rest\u00e9 proche de z\u00e9ro, tandis qu’il est tomb\u00e9 \u00e0 environ -250 \u20ac\/MWh<\/strong> en Allemagne<\/strong> et a approch\u00e9 -500 \u20ac\/MWh<\/strong> en France<\/strong>. Cette comparaison illustre le r\u00f4le d\u00e9terminant des m\u00e9canismes de r\u00e9mun\u00e9ration<\/strong>, de la flexibilit\u00e9 du parc de production<\/strong>, des capacit\u00e9s d’interconnexion<\/strong> et du comportement des producteurs<\/strong> dans l’ampleur des prix n\u00e9gatifs.<\/p>\n

        \n
      • Espagne : une exposition plus forte au signal de march\u00e9<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n

        Le profil des prix en Espagne est de plus en plus influenc\u00e9 par la production solaire photovolta\u00efque, qui entra\u00eene un creux marqu\u00e9 autour de la mi-journ\u00e9e, suivi d\u2019une hausse rapide des prix en soir\u00e9e. \u00c0 mesure que la production photovolta\u00efque augmente, la demande r\u00e9siduelle devant \u00eatre couverte par les autres technologies diminue, ce qui pousse les prix vers z\u00e9ro. Apr\u00e8s le coucher du soleil, le syst\u00e8me doit compenser la baisse de la production solaire sur une courte p\u00e9riode, augmentant ainsi la contribution de l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9, des centrales \u00e0 gaz \u00e0 cycle combin\u00e9 et des importations, et creusant l\u2019\u00e9cart entre les prix de la mi-journ\u00e9e et ceux du soir.<\/p>\n

        Toutefois, la caract\u00e9ristique la plus notable du march\u00e9 espagnol ne r\u00e9side pas uniquement dans l\u2019importance de son parc solaire, mais \u00e9galement dans l\u2019exposition de nombreux producteurs aux prix du march\u00e9 de gros. Une part importante de la production photovolta\u00efque \u00e0 grande \u00e9chelle est directement vendue sur le march\u00e9 ou exploit\u00e9e dans le cadre de PPA, ce qui incite davantage les producteurs \u00e0 r\u00e9duire leur position sur le march\u00e9 lorsque les prix deviennent n\u00e9gatifs.<\/p>\n

        \"Spain's<\/p>\n

        \"Spain's<\/p>\n

        Les graphiques du 1er mai<\/strong> illustrent clairement ce comportement. Le graphique des prix montre une baisse marqu\u00e9e au cours des heures centrales de la journ\u00e9e, tandis que le graphique du mix de production indique que la production photovolta\u00efque inject\u00e9e sur le march\u00e9 a diminu\u00e9 pendant les p\u00e9riodes o\u00f9 les prix \u00e9taient les plus faibles, avant d’augmenter de nouveau lorsque les prix se sont redress\u00e9s. Le profil de production n’a donc pas suivi une courbe solaire purement physique. Bien qu’une partie de cette variation puisse s’expliquer par des facteurs li\u00e9s aux pr\u00e9visions, \u00e0 l’\u00e9quilibrage du syst\u00e8me ou \u00e0 des contraintes op\u00e9rationnelles, elle est coh\u00e9rente avec un certain degr\u00e9 de r\u00e9action au signal de prix du march\u00e9 de gros.<\/p>\n

        Cette r\u00e9action a probablement contribu\u00e9 \u00e0 limiter la baisse des prix : le prix moyen journalier est rest\u00e9 positif, \u00e0 57,87 \u20ac\/MWh<\/strong>, tandis que le prix minimum observ\u00e9 sur un quart d’heure n’a atteint que -2,10 \u20ac\/MWh<\/strong>.<\/p>\n

        La capacit\u00e9 limit\u00e9e d’interconnexion entre l’Espagne et la France r\u00e9duit \u00e9galement la transmission vers la p\u00e9ninsule Ib\u00e9rique des \u00e9pisodes les plus extr\u00eames de prix observ\u00e9s en Europe centrale. Par cons\u00e9quent, l’Espagne enregistre souvent un grand nombre d’heures avec des prix proches de z\u00e9ro ou mod\u00e9r\u00e9ment n\u00e9gatifs, mais relativement peu d’\u00e9pisodes de prix n\u00e9gatifs particuli\u00e8rement profonds.<\/p>\n

          \n
        • France : un mix de production relativement peu flexible<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n

          En France, les incitations auxquelles sont soumis les producteurs ont \u00e9galement influenc\u00e9 le r\u00e9sultat observ\u00e9 sur le march\u00e9. Le dispositif fran\u00e7ais de soutien distingue les installations expos\u00e9es aux signaux du march\u00e9 de celles fonctionnant dans le cadre d\u2019anciens contrats d\u2019obligation d\u2019achat. Dans certains dispositifs historiques, les producteurs ont traditionnellement \u00e9t\u00e9 prot\u00e9g\u00e9s contre les fluctuations des prix de gros, tandis que l\u2019acheteur oblig\u00e9 revendait leur \u00e9lectricit\u00e9 sur le march\u00e9. Cette configuration peut r\u00e9duire leur incitation \u00e0 diminuer leur production lorsque les prix spot chutent fortement.<\/p>\n

          Les r\u00e9formes r\u00e9centes visent \u00e0 renforcer la r\u00e9activit\u00e9 des installations renouvelables b\u00e9n\u00e9ficiant d\u2019un soutien public, notamment par l\u2019introduction par la suspension de la r\u00e9mun\u00e9ration pendant les p\u00e9riodes de prix n\u00e9gatifs. Toutefois, le parc de production existant comprend encore des installations relevant de dispositifs ant\u00e9rieurs.<\/p>\n

          \"France's<\/p>\n

          \"France's<\/p>\n

          Les graphiques du 1er mai<\/strong> illustrent l’influence de ces caract\u00e9ristiques sur le march\u00e9 fran\u00e7ais. La France a abord\u00e9 cette journ\u00e9e avec une forte disponibilit\u00e9 de son parc nucl\u00e9aire, une production solaire en hausse et une demande particuli\u00e8rement faible. Le graphique du mix de production montre que la production nucl\u00e9aire a \u00e9t\u00e9 r\u00e9duite d’environ 10 GWh<\/strong> au cours des heures centrales de la journ\u00e9e. Toutefois, cet ajustement est rest\u00e9 insuffisant pour compenser le profil de production combin\u00e9 dans un contexte o\u00f9 la demande \u00e9tait particuli\u00e8rement faible.<\/p>\n

          Le contraste avec l’Espagne est particuli\u00e8rement visible dans le profil de production photovolta\u00efque. En France, la production solaire est rest\u00e9e beaucoup plus proche de sa courbe de production physique th\u00e9orique, atteignant son maximum au cours des heures centrales de la journ\u00e9e malgr\u00e9 la forte baisse des prix. La production nucl\u00e9aire a bien \u00e9t\u00e9 ajust\u00e9e, mais de mani\u00e8re insuffisante pour \u00e9viter une situation de march\u00e9 exceptionnelle.<\/p>\n

          Le prix moyen journalier est ainsi tomb\u00e9 \u00e0 -41,39 \u20ac\/MWh<\/strong>, tandis que le prix minimum observ\u00e9 sur un quart d’heure a approch\u00e9 -500 \u20ac\/MWh<\/strong>.<\/p>\n

          Allemagne : une forte p\u00e9n\u00e9tration des \u00e9nergies renouvelables et des dispositifs de soutien \u00e9tendus<\/strong><\/p>\n

          L\u2019Allemagne combine l\u2019un des plus importants parcs \u00e9oliens et solaires d\u2019Europe avec une structure de production fortement d\u00e9centralis\u00e9e. Les installations photovolta\u00efques en toiture jouent notamment un r\u00f4le important, et de nombreuses petites unit\u00e9s r\u00e9agissent moins directement aux prix du march\u00e9 de gros que les grandes installations g\u00e9r\u00e9es par des acteurs professionnels du march\u00e9.<\/p>\n

          Historiquement, le dispositif EEG a soutenu une part importante de la production renouvelable au moyen de feed-in tariffs et de primes de march\u00e9. Bien que les grandes installations commercialisent de plus en plus directement leur \u00e9lectricit\u00e9 et assument une responsabilit\u00e9 accrue en mati\u00e8re d\u2019\u00e9quilibrage, les m\u00e9canismes de soutien peuvent encore limiter leur exposition aux prix spot. Les r\u00e9formes r\u00e9centes renforcent les exigences de pilotage \u00e0 distance et limitent la r\u00e9mun\u00e9ration des nouvelles installations pendant les p\u00e9riodes de prix n\u00e9gatifs, mais le parc relevant des anciens dispositifs reste encore important.<\/p>\n

          La forte capacit\u00e9 d\u2019interconnexion de l\u2019Allemagne offre g\u00e9n\u00e9ralement une d\u00e9bouch\u00e9 importante aux exc\u00e9dents d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Toutefois, cet avantage est r\u00e9duit lorsque les pays voisins connaissent des conditions similaires en mati\u00e8re de production \u00e9olienne, de production solaire et de demande. Les congestions internes du r\u00e9seau peuvent \u00e9galement emp\u00eacher l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de circuler librement entre les zones de forte production et les principaux centres de consommation.<\/p>\n

          \"Germany's<\/p>\n

          \"Germany's<\/p>\n

          Les graphiques du 1er mai<\/strong> montrent que la production photovolta\u00efque allemande est rest\u00e9e proche de sa courbe de production physique th\u00e9orique, atteignant des niveaux \u00e9lev\u00e9s au cours des heures centrales de la journ\u00e9e, sans la r\u00e9duction observ\u00e9e en Espagne. Dans le m\u00eame temps, la faible demande et des conditions similaires sur les march\u00e9s voisins ont limit\u00e9 la capacit\u00e9 du syst\u00e8me \u00e0 absorber ou \u00e0 exporter les exc\u00e9dents de production.<\/p>\n

          Comme l’illustre le graphique des prix, les prix ont fortement chut\u00e9 au cours des heures centrales de la journ\u00e9e, bien que le prix moyen journalier soit rest\u00e9 positif \u00e0 21,00 \u20ac\/MWh<\/strong>. Le prix minimum observ\u00e9 sur un quart d’heure a atteint environ -250 \u20ac\/MWh<\/strong>, illustrant que, \u00e0 elle seule, une forte capacit\u00e9 d’interconnexion ne suffit pas \u00e0 emp\u00eacher des prix n\u00e9gatifs tr\u00e8s marqu\u00e9s lorsque les march\u00e9s voisins sont eux aussi en situation de surproduction et qu’une partie du parc de production ne r\u00e9agit que faiblement aux signaux des prix du march\u00e9 de gros.<\/p>\n

            \n
          • Ce que r\u00e9v\u00e8le cette comparaison<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n\n\n\n\n
            1 Mai 2026<\/strong><\/td>\nEspagne<\/strong><\/td>\nFrance<\/strong><\/td>\nAllemagne<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n
            Prix moyen journalier<\/strong><\/td>\n57.87\u20ac\/MWh<\/td>\n\u201341.39\u20ac\/MWh<\/td>\n21.00\u20ac\/MWh<\/td>\n<\/tr>\n
            Prix minimum sur un quart d’heure<\/strong><\/td>\nc.0\u20ac\/MWh<\/td>\nc.\u2013500\u20ac\/MWh<\/td>\nc.\u2013250\u20ac\/MWh<\/td>\n<\/tr>\n
            Modulation visible de la production solaire<\/strong><\/td>\nRelativement forte<\/td>\nLimit\u00e9e<\/td>\nLimit\u00e9e<\/td>\n<\/tr>\n
            Principaux facteurs de diff\u00e9renciation<\/strong><\/td>\nExposition au march\u00e9 de gros; interconnexion limit\u00e9e<\/td>\nMix de production \u00e0 forte dominante nucl\u00e9aire; Dispositifs de soutien historiques<\/td>\nProduction d\u00e9centralis\u00e9e\u00a0; H\u00e9ritage du dispositif EEG\u00a0; Contraintes du r\u00e9seau<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

            Cette comparaison montre que la p\u00e9n\u00e9tration des \u00e9nergies renouvelables, \u00e0 elle seule, ne d\u00e9termine pas l\u2019ampleur des prix n\u00e9gatifs. L\u2019Espagne, la France et l\u2019Allemagne ont \u00e9t\u00e9 confront\u00e9es \u00e0 des conditions de march\u00e9 globalement similaires, mais leurs parcs de production et les incitations auxquelles sont soumis les producteurs ont conduit \u00e0 des r\u00e9actions diff\u00e9rentes. En Espagne, une plus forte exposition au march\u00e9 de gros a favoris\u00e9 une modulation plus visible de la production photovolta\u00efque, limitant ainsi l\u2019ampleur de la baisse des prix. En France, la production nucl\u00e9aire a \u00e9t\u00e9 r\u00e9duite, mais de mani\u00e8re insuffisante pour compenser la forte production solaire et la faible demande. En Allemagne, la structure d\u00e9centralis\u00e9e de la production, l\u2019h\u00e9ritage du dispositif EEG et les contraintes du r\u00e9seau ont contribu\u00e9 \u00e0 un profil de production moins r\u00e9actif.<\/p>\n

            Les prix n\u00e9gatifs r\u00e9v\u00e8lent ainsi bien plus qu\u2019un simple exc\u00e9dent temporaire d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Ils mettent en \u00e9vidence la capacit\u00e9 de chaque march\u00e9 \u00e0 transformer un signal de prix en une r\u00e9ponse op\u00e9rationnelle effective.<\/strong><\/p>\n

            5. Les prix n\u00e9gatifs r\u00e9v\u00e8lent la valeur de la flexibilit\u00e9<\/span><\/h2>\n

             <\/p>\n

            Les prix n\u00e9gatifs deviennent de plus en plus un signal de valorisation de la flexibilit\u00e9, plut\u00f4t qu’un simple indicateur de d\u00e9s\u00e9quilibre du march\u00e9. Ils cr\u00e9ent des opportunit\u00e9s pour les batteries, les m\u00e9canismes d’effacement de la demande, les agr\u00e9gateurs et les moyens de production flexibles, qui peuvent absorber l’\u00e9lectricit\u00e9 lorsqu’elle est abondante puis la restituer ou r\u00e9duire leur consommation lorsque les prix remontent.<\/p>\n

            Dans le m\u00eame temps, ils exposent les producteurs d’\u00e9nergies renouvelables et les acheteurs d’\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 un risque de profil accru. Pour les producteurs, un prix moyen annuel \u00e9lev\u00e9 sur le march\u00e9 ne se traduit pas n\u00e9cessairement par des revenus importants si la production est concentr\u00e9e pendant les heures o\u00f9 les prix sont faibles ou n\u00e9gatifs. Les prix capt\u00e9s (capture prices<\/em>), l’exposition \u00e0 l’\u00e9cr\u00eatement et les incitations contractuelles deviennent ainsi des facteurs de plus en plus d\u00e9terminants. Pour les acheteurs, en particulier ceux qui concluent des PPA, le profil horaire de production et le risque de forme (shape risk<\/em>) sont tout aussi importants que le prix de r\u00e9f\u00e9rence convenu.<\/p>\n

            \u00c0 mesure que les \u00e9carts de prix sur les march\u00e9s intrajournaliers se creusent, la flexibilit\u00e9 deviendra une source majeure de cr\u00e9ation de valeur. Les acteurs du march\u00e9 doivent donc aller au-del\u00e0 des prix moyens et \u00e9valuer non seulement le niveau des prix, mais aussi le moment o\u00f9 l’\u00e9lectricit\u00e9 est produite, consomm\u00e9e et valoris\u00e9e.<\/p>\n

            Pablo Gandullo Romero<\/em><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

            1. Prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 n\u00e9gatifs : un ph\u00e9nom\u00e8ne de plus en plus courant   Les prix n\u00e9gatifs de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 apparaissent lorsque l\u2019offre d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u00e9passe la demande, ce qui fait tomber le prix du march\u00e9 de gros en dessous de z\u00e9ro. 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