Prix de l'énergie
Astuce
Tous les graphiques sont interactifs. Vous trouverez en haut à droite de chaque graphique un bouton vous permettant d'agrandir ou de rétrécir l'image. Par ailleurs, il est possible de faire apparaître ou de supprimer une ou plusieurs série.s temporelle.s du graphique en cliquant sur l'élément correspondant dans la légende qui se situe en-dessous dudit graphique.
Prix de l'électricité pour les ménages
L'accord de coalition ne mentionne pas d'objectif quantitatif pour l'évolution des prix de l'électricité pour les ménages. Cependant, l'accessibilité financière de l'énergie, et en particulier de l'électricité, a été un objectif important de la politique énergétique de tous les gouvernements fédéraux de ces dernières années. Nous montrons ici comment le prix moyen de l'électricité pour les ménages a évolué depuis la libéralisation du marché de l'électricité. Pour ce faire, nous nous basons sur l'analyse BDEW-Strompreisanalyse. Les prix moyens pour un ménage avec une consommation annuelle de 3500 kWh sont représentés, les éléments de prix fixes étant également répartis sur la consommation. Nous présentons tout d'abord les données mises à disposition par le BDEW en prix courants, et en plus une variante corrigée de l'inflation (base de prix du 2023, déflatée par l'indice des prix à la consommation).
Les prix de l'électricité pour les ménages sont nettement plus élevés que les prix du marché de gros, car ils comprennent divers autres éléments de prix. Il s'agit notamment des coûts de distribution et de comptage, des tarifs réglementés pour l'exploitation des réseaux de transport et de distribution, ainsi que de divers impôts, taxes et prélèvements. Entre 2013 et 2021, les impôts, taxes et prélèvements représentaient plus de la moitié du prix de l'électricité pour les ménages. Dans le cadre de la crise des prix de l'énergie, leur part a toutefois diminué à près d'un tiers, car les coûts d'approvisionnement ont fortement augmenté en raison des prix de gros élevés. La taxe EEG, prélevée depuis 2000 pour financer le développement des énergies renouvelables, a été supprimée au 1er juillet 2022. Cet allègement a toutefois été nettement plus que compensé par la hausse des coûts d'approvisionnement en 2022 et 2023. En 2024, les coûts d'approvisionnement, et donc les prix, ont à nouveau nettement baissé.
Prix de l'électricité en gros
Outre l'évolution des prix de l'électricité pour les ménages, celle des prix de gros est également intéressante. La figure suivante montre la répartition des prix de gros horaires pour un mégawattheure (MWh) d'électricité dans la zone de marché Allemagne sur la base des données de Bundesnetzagentur. Jusqu'en 2018, l'Allemagne, l'Autriche et le Luxembourg se partageaient une zone de marché pour l'électricité ; depuis le 01.10.2018, l'Autriche forme sa propre zone de marché, tandis que le Luxembourg reste dans une zone de marché avec l'Allemagne. Les données pour l'année en cours (*) sont toujours actualisées à la fin du mois.
Distribution annuelle
Dans le contexte de la crise des prix de l'énergie, les prix de gros ont atteint en 2022 des sommets jamais atteints auparavant. La raison en est, outre les interruptions de la production hydroélectrique en Europe ainsi que de la production nucléaire en France, la forte hausse des prix du gaz naturel. Ces derniers ont eu un impact direct sur les prix de l'électricité, car les centrales électriques au gaz naturel fixent les prix à de nombreuses heures. Le prix moyen était d'un peu plus de 30 euros/MWh entre 2015 et 2020 ; il est passé à près de 100 euros/MWh en 2021 et à 235 euros/MWh en 2022. Les prix maximaux horaires et l'écart de prix entre certaines heures ont également fortement augmenté. Après avoir atteint un pic à la fin de l'été 2022, les prix ont entre-temps de nouveau nettement baissé. Cette année, ils sont toutefois encore environ trois fois plus élevés que lors du niveau d'avant la crise. En 2023, un prix extrêmement négatif a également été enregistré en une seule heure, à hauteur de la limite de prix négatif day-ahead de -500 euros/MWh (dézoomer en double-cliquant sur l'illustration).
.
Répartition sur la journée
Les graphiques suivants illustrent la répartition des prix de gros moyens au cours de la journée, répartis entre les semestres d'été (avril-septembre) et d'hiver (octobre-mars). Au cours du semestre d'été en particulier, une tendance connue sous le nom de « courbe du canard » s'est accentuée ces dernières années : les prix chutent fortement vers midi, car c'est à ce moment que la production d'électricité photovoltaïque est concentrée (le ventre du canard). Parallèlement, les prix augmentent aux heures creuses, le matin et surtout le soir (la tête du canard). Cela s'explique notamment par le recours à des centrales de pointe de plus en plus coûteuses pendant ces heures.
Cet effet est beaucoup moins prononcé pendant les mois d’hiver, car la production d’énergie solaire y est nettement plus faible.
Prix-négatifs
Des prix négatifs apparaissent sur le marché de gros lorsque l'offre d'électricité dépasse la demande. Cela peut être dû à une production d'électricité conventionnelle ou renouvelable exploitée de manière rigide. Les centrales d'énergie renouvelable subventionnées ont, d'une part, des incitations économiques à produire de l'électricité même pendant les heures où les prix sont négatifs, et d'autre part, il n'existe même pas de possibilité technique de coupure pendant ces heures. Depuis 2015, le nombre de prix négatifs a tendance à augmenter, avec une interruption en 2021 et 2022 due à la forte hausse des prix de l'électricité intervenue entre-temps. Il n'y a jamais eu autant de prix négatifs qu'en 2024. Les données pour l'année en cours (*) sont mises à jour régulièrement, y compris dans les figures suivantes.
La figure suivante présente les heures annuelles avec des prix négatifs, classées par ordre croissant selon leur niveau. Après la crise de 2022, non seulement le nombre d'heures avec des prix négatifs a augmenté de manière significative, mais on a également constaté une augmentation des niveaux de prix encore plus négatifs. Depuis 2023, des prix inférieurs à -100 €/MWh ont également été observés, mais seulement pendant quelques heures.
De plus, le graphique suivant montre le nombre d'heures de prix négatifs au cours de la journée. Ces derniers temps, les prix négatifs se sont principalement produits pendant les heures de forte production d'électricité photovoltaïque, notamment vers midi. Ce phénomène s'explique par la forte hausse récente de la production d'énergie solaire. Ce graphique montre également la fréquence accrue des prix négatifs depuis 2015, à l'exception de 2021 et 2022.
L'histogramme suivant montre la fréquence des heures avec différents niveaux de prix négatifs. La plupart des prix négatifs se situent entre 0 et -10 €/MWh depuis le début de l'année. Les prix inférieurs à -100 €/MWh sont très rares et sont regroupés dans la dernière catégorie.
Le graphique suivant montre la fréquence des heures consécutives de prix négatifs sur le marché de l'électricité, de durées variables, observées ces dernières années. L'intervalle le plus long à ce jour a été de 36 heures consécutives en 2023.
La figure suivante montre, pour différentes années, les technologies utilisées pour produire de l'électricité pendant les heures à prix négatifs en Allemagne, ventilées par niveaux de prix (0 à -10 €/MWh, -10 à -20 €/MWh, etc.). Jusqu'en 2018 environ, l'éolien et les centrales thermiques représentaient la plus grande part de la production d'électricité pendant ces heures. Par la suite, la part du photovoltaïque a considérablement augmenté. En 2024, il était responsable d'une part importante de la production d'électricité pendant les heures à prix négatifs, et ce, particulièrement lorsque les prix étaient très négatifs. Cela est probablement dû principalement aux systèmes sur toiture, qui sont subventionnés par des tarifs de rachat constants et n'ont aucune incitation – et souvent aucune possibilité technique – à réduire leur production pendant les périodes de prix négatifs. La part restante des autres technologies dans la production d'électricité en période de prix négatifs a récemment été nettement plus faible. Cela est probablement le signe de divers types de restrictions de « fonctionnement obligatoire » (par exemple, charge technique minimale des centrales thermiques, production combinée de chaleur et d'électricité, fourniture d'énergie d'équilibrage). Ce chiffre est à nouveau basé sur les données de l'Agence fédérale des réseaux (https://www.smard.de/home/downloadcenter/download-marktdaten/).
Valeurs marchandes des énergies renouvelables
Taux de captage mensuels
Outre les prix de gros, les valeurs de marché de l'énergie solaire et de l'énergie éolienne sont également intéressantes. La valeur de marché correspond au prix moyen, pondéré par la production d'électricité correspondante, que toutes les installations d'une technologie donnée obtiennent en moyenne sur le marché de l'électricité. Elle peut également être interprétée comme le revenu moyen d'une technologie. Les valeurs de marché mensuelles jouent un rôle particulièrement important pour la commercialisation directe de l'électricité renouvelable. Si l'on met la valeur de marché en relation avec le prix moyen (non pondéré) sur le marché de l'électricité, on obtient ce que l'on appelle le facteur de valeur de marché, également appelé taux de rendement ou capture rate. L'illustration montre les facteurs de valeur marchande mensuels de l'énergie éolienne et de l'énergie solaire en Allemagne sur la base des données du portail de transparence du réseau et les compare aux parts de marché respectives des technologies. Nous calculons ces dernières sur la base des données de l'Agence fédérale des réseaux.
Le graphique suivant présente les facteurs de valeur marchande mensuels non pas au fil du temps, mais en fonction de la part de marché respective. La tendance est à l'effet de cannibalisation : si les parts de marché de l'énergie éolienne ou solaire augmentent, leur facteur de valeur marchande peut baisser, toutes choses étant égales par ailleurs dans le secteur de l'électricité. Une flexibilité supplémentaire dans le secteur de l'électricité, par exemple sous forme de stockage d'énergie, peut contrecarrer cet effet de cannibalisation, comme décrit ici.
Revenus du photovoltaïque
La figure suivante présente la part moyenne des heures individuelles dans le chiffre d'affaires total du photovoltaïque au cours de la journée, différenciée selon le semestre d'été et le semestre d'hiver. On suppose que toute l'électricité photovoltaïque est commercialisée sur le marché de gros du jour au lendemain. On constate que le photovoltaïque a récemment généré de moins en moins de revenus pendant les heures de midi du semestre d'été, c'est-à-dire aux heures de forte production. Au lieu de cela, les parts de revenus plus importantes se déplacent vers les heures du matin et du soir. Cela est dû à l'effet de cannibalisation décrit ci-dessus et indique que la flexibilité du système électrique n'a pas suivi le rythme du développement du photovoltaïque ces derniers temps. Cet effet est beaucoup moins prononcé en hiver, la production d'énergie solaire étant nettement plus faible.
La baisse des revenus du marché de l'électricité photovoltaïque en milieu de journée est également due en partie à l'injection et à la commercialisation de l'électricité photovoltaïque pendant les heures où les prix sont négatifs (voir ci-dessus, section Prix négatifs). L'illustration suivante montre comment les revenus photovoltaïques auraient été répartis sur le marché de l'électricité en 2023 et 2024 si les prix n'étaient pas devenus négatifs, mais étaient tombés à un minimum de 0 EUR pendant les phases de prix négatifs. Cette hypothèse contrefactuelle pourrait être rendue plausible, par exemple, en arrêtant le paiement des rémunérations aux systèmes photovoltaïques pendant les heures où les prix sont négatifs, ou en allumant des charges électriques supplémentaires en période de prix négatifs. On constate que les prix négatifs ont déjà un impact significatif sur la répartition des revenus photovoltaïques en 2023, mais plus encore en 2024. En particulier, ils influencent fortement la baisse des revenus à midi.
En outre, la figure suivante illustre l'évolution des valeurs mensuelles absolues du marché photovoltaïque depuis janvier 2023. L'influence des prix de gros négatifs est également illustrée ici, en supposant contrefactuellement que le prix ne descend jamais en dessous de 0 € par MWh. Durant les mois d'été, l'influence des prix négatifs, parfois supérieurs à 6 € par MWh (mai 2024), est relativement nette.