Les centrales électriques virtuelles pour se prémunir des prix négatifs sur les marchés de l'électricité
Les centrales virtuelles (VPP – Virtual Power Plant), qui regroupent de multiples sources d'énergie renouvelable et mobilisent des outils de gestion ultra-intelligents, permettent aux producteurs de dé-risquer la commercialisation de leurs actifs.
L'énergie éolienne, l'énergie solaire, la bioénergie et l'hydroélectricité sont produites par de nombreux producteurs répartis géographiquement. En les connectant virtuellement, Statkraft les regroupe en un seul fournisseur fiable et de grande envergure. Aujourd'hui, Statkraft exploite plusieurs centrales virtuelles en Europe, totalisant plus de 16 GW de capacité installée provenant de plus de 1 400 producteurs d'électricité.
De par leur capacité à agréger, gérer et optimiser la production d'électricité en temps réel, ces VPP jouent un rôle clé dans la réduction de la volatilité des prix de l'électricité renouvelable sur les marchés, contribuant par la même occasion à la valorisation des actifs des producteurs partenaires.
Les centrales virtuelles de Statkraft s’appuient sur des algorithmes et une supervision humaine en temps réel pour établir un plan de production agrégé à pas 10 min. Ce dernier est rafraichi et mis à jour en permanence grâce aux données météorologiques collectées en temps réel, réduisant ainsi au maximum les écarts entre la production annoncée au gestionnaire du système électrique (RTE en France) et celle constatée.
Les mécanismes de marché prévoient une rémunération ou une pénalité selon le sens de l’écart par rapport à la tendance du marché d’équilibrage. Une telle gestion optimisée réduit le coût d’accès au marché pour les énergies renouvelables.
Comprendre le phénomène des prix négatifs de l’électricité
Tout comme les forces de la nature dont elles proviennent, les énergies renouvelables sont variables.
Le développement en Europe des énergies renouvelables (photovoltaïque et éolien) ces vingt dernières années a conduit à observer l’apparition de prix de marchés négatifs. À certaines périodes, la production injectée en temps réel sur une « zone électrique » est supérieure à la consommation de cette zone. Les zones peuvent être des régions, des pays, ou des périmètres de TSO (opérateur de transmission électrique comme l’est RTE en France).
Ainsi, à l’été 2023, des prix négatifs ont souvent été constatés les dimanches ou jours fériés entre juin et août, périodes pendant lesquelles le photovoltaïque bénéficie des meilleures conditions de production, notamment entre 12h et 15h. Il s’agit également d’un horaire où la consommation d’électricité est relativement faible en raison des congés, d’une activité économique ralentie et d’une diminution de l’occupation des bureaux.
Le stade ultime du prix négatif conduit les producteurs ENR à devoir payer pour écouler leur excès de production électrique. Selon la nature des contrats, et notamment pour ceux qui bénéficient de contrat avec complément de rémunération, les gestionnaires de la centrale les informent la veille de la nécessité d’arrêter leur production sur une courte plage horaire qui apparait « négative » la veille pour le lendemain.
Le saviez-vous ?
· Si la taille des câbles électriques d’une zone la reliant avec les zones voisines est trop faible (capacités transfrontalières dans le cadre de pays), la zone ne peut pas exporter son trop-plein de production vers des zones où la demande serait plus forte, mais aussi où la production d’énergie non renouvelables peut être arrêtée.
· Les énergies renouvelables ont priorité d’injection sur le réseau, car il s’agit d’une production décarbonée à privilégier.
· Le besoin de stocker l’électricité pour la redistribuer lors des périodes où l’offre et la demande sont plus tendues est un enjeu majeur du développement des énergies renouvelables.