Les prix de l’électricité en Europe continentale ont chuté en novembre à cause d’une production d’énergie éolienne favorable combinés avec des températures douces et une demande qui n’a rien d’exceptionnelle, selon une analyse de données publié par la société Platts.
Les prix européens de l’électricité, selon l’Indice CONTI*, ont chuté de 9,4% par mégawatt-heure (MWh) en novembre par rapport à Octobre. Sur une base annuelle, l’indice est en baisse de 1,6%.
L’analyse Platts des marchés européens de l’électricité et du gaz a mis en évidence les points suivants :
Allemagne : en novembre, les prix journaliers de référence étaient en moyenne de 32,12 € le MWh, en baisse de 17% sur un mois. La capacité opérationnelle des parcs éoliens en Allemange était chaque heure de 14,7 GW, en moyenne, établissant un nouveau record allant jusqu’à +165% par rapport à la même période l’année derniere. L’augmentation des exportations, la modernisation des centrales et les problèmes liés au transport du charbon en raison du faible niveau d’eau des rivières ont freiné en partie cette baisse des prix.
France : en novembre, les prix journaliers de référence ont chuté de 4% pour atteindre en moyenne de 42,39 € le MWh. Sur une année, ces prix ont augmenté de 10% à cause notamment de la chute de la production d’électricité issue des barrages, du charbon et du nucléaire. En contrepartie, la production liée au gaz naturel s’est révélée plus chère. Elle a augmenté de plus de 300% sur un an. En novembre elle était de 3,42 térawattheures (TWh), tandis que la production nucléaire a baissé de 1,63% en glissement annuel à 35,55 TWh.
Royaume-Uni : les prix moyens journaliers en novembre étaient en baisse de -6% par rapport à octobre, et de -22% sur un an. La production éolienne de novembre était juste au niveau du record de décembre 2014 à 2,6 TWh. Les températures douces et les prix du gaz moins chers sappent encore le prix de l’énergie.
Les données Platts Powervision montrent qu’au cours des deux dernières années, l’Allemagne a injecté sur le réseau des capacités charbons de l’ordre de 7 GW et plus de 10 GW de capacités éoliennes, avec un boom des installations éoliennes en mer cette année assurant ainsi des facteurs de charge plus élevés par MW installé.
Avec une demande intérieure stable, la surcapacité croissante d’électricité a contraint l’Allemagne à augmenter ses exportations vers les marchés voisins, avec un équilibre des exportations nettes du pays estimé à 36 TWh pour la période de janvier à Septembre, déjà bien au-dessus du solde exportateur net total de l’année dernière.
* L’indice CONTI Platts est une moyenne pondérée de la demande des marchés day-ahead évalués en Allemagne, Suisse, France, Belgique et aux Pays-Bas. Les estimations Platts au Royaume-Uni reflètent les contrats day-ahead évalués pour la livraison ferme de puissance sur le réseau à haute tension de l’Angleterre, du Pays de Galles et d’Ecosse. Les évaluations Platts reflètent les prix tels que déterminés entre acheteur et vendeur sur les marchés physiques ouverts.
Je suis certain qu’ils trouveront à se plaindre que les prix de l’électricité chûtent (après s’être plaint que cela les faisait monter via la CSPE).
Le marché de gros de l’électricité est en surcapacité, d’où des baisses de prix qui dureront jusqu’au retrait des moyens de production les plus coûteux : actuellement des centales à cycles combiné à gaz, sont mises sous cocon (par Engie par exemple), et des vieilles centrales à charbon sont fermées (la France a fermé cette année la moitié de son parc de centrales électriques à charbon (c’étaient des centrales qui étaient en dérogation vis à vis des directives sur les pollutions locales, car trop anciennes pour être équipés de traitement des fumées)). Comme la CSPE est calculée par différence entre le coût d’achat (fixé par contrat) et le prix sur le marché de gros, elle va augmenter, bien sur! Seuls les industriels exonérés de CSPE profitent de la baisse des prix du marché.
Le prix de l’électricité ne chute pas A CAUSE de mais GRACE A !!! Un peu de rigueur dans la rédaction des articles ENERZINE SVP !
– phrase stupide de puissance intermittente moyennée … “La capacité opérationnelle des parcs éoliens en Allemange était chaque heure de 14,7 GW, en moyenne”. Belle ineptie. Voir par ex en début de mois où la production était quasi nulle pendant 6 jours. – La comparaison d’une année sur l’autre est une démarche intellectuelle captieuse ( car par observation, la météo varie d’une année sur l’autre). Si l’an prochain la production diminue, ça fera la une ? Non, probablement pas, car la lobotomie a fait ces effets. – les prix et donc les revenus des producteurs ont baissé pour tout le monde (également pour les producteurs “fossiles” qui font backup), sauf qu’on ne dit pas que le profit pour les producteurs d’enr n’est pas altéré (car le prix d’achat est garanti ). Bravo. La mafia a bien oeuvré.
Electricité abondante et prix bas.. Exactement ce qu’il faut pour financer le stockage… Il y aura des batteries certes mais pas que. Les centrales hybrides comme celle d’Enertrag () n’ont plus qu’à fleurir le long des autoroutes d’Allemagne et de ses voisins et la boucle sera bouclée. Ceux qui voient le diable dans ce genre de solution plaident pour une préservation des fossiles dans le mix énergétique. Les centrales hybrides/hydrogène , c’est l’éradication des fossiles !
A cause / grâce à …cela dépend si on considère que le signal prix est une bonne ou mauvaise chose. SI l’élect est gratuite…je n’éteins plus les lumières et le prix de l’aluminium ne vaut plus grand chose, bref je consomme à gogo (et je m’y habitue)
pour les industriels allemands, et tant mieux pour eux, pas pour les particuliers (cochons de payants), et en France, j’attends avec impatience de voir apparaitre la “baisse” de l’électricité sur ma facture, je vous tiendrai au courant !
Je me demandais si une centrale hybride Enertrag () était une bonne décision d’investissement… Evidemment, il faut la payer mais on a aussi du revenu en provenance de l’hydrogène routier – dont on ne connait pas exactement le volume à l’heure où la centrale commencera à produire. Admettons un scenario plutôt favorable où la cogénération et le combustible routier fonctionnent pas trop mal.. Est-ce une bonne décision d’investissement et cela justifie-t-il que le prix de la centrale soit répercuté aux clients électriques ? La question est volontairement naïve donc je vous laisse faire vos propres moyennes et hypothèses. Je pars du principe qu’en 2020, l’hydrogène commence à se banaliser sur les routes et peut rapporter 30c par kWh..
il est certain qu’avec ce genre d’info les efforts vers les différents stockage vont augmenter. je dit bien tous les moyens de stockage, un seul ne remplacera évidemment pas tous les autres. et les fournisseur d’énergie aurait intérët à proposer des solutions de stockage adaptées aux process et aux usages de leurs clients à ceux qui serinne sans arrêt l’intermittence: avec une bonne isolation un frigo ou congelo (privé ou industriel!) peut conserver le froid qu’il aura généré aux heures les plus chaudes et ensolleillées de la journée par exemple relayé par les bascules de vent jour nuit, etc, etc, etc … et comme le dit lyonel le H2 se stockant, il n’est pas nécessaire d’avoir une production maximum en continu! (ce que ne font pas les centrales nuke dailleurs, qui s’adapent aussi à la demande!) et le cahngement de mentalité est là, adaptation à la production et pas seulement à la demande, une émission récente indiquait que suite à la crise pétrolière, une dizaine de centrale nuke programmées auraient été excédentaires! et la régulation de toutes les autres a donc dut se faire avec un fonctionnement dégradé, donc pas optimum!
“Je suis certain qu’ils (ndt: je pense que je suis visé là !) trouveront à se plaindre que les prix de l’électricité chûtent (après s’être plaint que cela les faisait monter via la CSPE).” Sonate … et vos semblables …. les prix du marché HT baissent …. ça ne veut pas dire que le prix pour le consommateur allemand diminue, bien au contraire ! Le client final paie le prix du marché HT, plus les coûts du réseau, les taxes et un supplément (CSPE en France ou EEG en Allemagne). Quand le prix du marché est à 3,5 c€/kWh, le client final paie son électricité 28,81 c€/kWh en avril 2015 (donnée de Wikipedia). Mensonge par omission: A propos de ces records de production battus, une petite info dont ne se vantent pas nos chers écolos: Ce graphique (s’il a bien voulu s’afficher, sinon voir l’article paru dans “Die Welt”: ) illustre les montants réglés aux producteurs d’ENRs pour ne pas produire de l’électricité ! En cas de surproduction, l’Allemagne était obligée de payer les pays voisins pour qu’ils veuillent bien consommer cet excédent. Ils ont trouvé bien sûr plus économique de couper les centrales ENRs pendant quelques heures. Les producteurs d’ENRs ainsi déconnectés du réseau touchent une compensation qui atteint en 2014 d’après le graphique 82 millions d’Euros (mais beaucoup plus au cours des prochaines années) !
Et comme les images semblent s’afficher correctement; Pour ce (super)mois de novembre, en bleu l’éolien, jaune lee solaire et marron la consommation. (tiré de l’excellent site EIKE: ) NB: La production mini de l’éolien en novembre a été de 96 MW, soit 0,2% de la puissance installée (c’est curieux: les écolos ne s’en sont pas vantés !)
De quel exploitant parlez-vous ? Les expoitants d’enr ont un prix d’achat garanti (en France, c’est en partie vous qui les payez). Eux ils s’en foutent royalement du prix de marché, car leur production est fatalement injectée dans le réseau, quoi qu’il arrive; c’est aux autres producteurs de s’effacer si par exemple la demande diminue. Cette énergie éolienne est donc “à part” et il faut alors raisonner sur la production qu’il “reste” pour les autres acteurs afin d’équilibrer l’offre et la demande. Et c’est sur cette part restante du gâteau que les prix sont fixés. La distortion organisée produit même des effets pervers.,Lorsqu’il y a un excédent d’enr à un instant donné sur une partie du réseau, les prix s’en vont même au négatif (car la production est fatalement injectée, quoi qu’il arrive); à ce moment, les autres producteurs “locaux” sont même contraints à ne plus rien produire. Dans tous les cas, les producteur d’enr sont garantis d’être rétribués par le prix de rachat quelque soit la situation sur le réseau. Tant pis pour les autres, c’est pas beau , ça ! Même les plus grand mafieux n’auraient jamais imaginé qu’un tel système voit le jour. Si vous entendez parler de comparaison entre kwh “enr” et kwh “conventionnelle”, c’est subtilement mesquin car les services rendus ne sont pas les mêmes, et surtout que la distortion de marché est y masquée. Certes, on peut ensuite analyser une situation “moyenne” des prix sur une certaine période (ici un mois). Que les prix de gros baisse, soit, mais au final le prix de votre électricité ne va pas baisser puisque le prix de rachat (auquel vous participé) a été négocié à un prix supérieur au prix de marché. C’est un détournement de fonds organisé, rien de plus !
La prochaine étape, c’est la naissance d’Uniper au 1er janvier, puis sa faillite ou nationalisation.
Les subventions à l’éolien et au solaire font chuter les prix de gros de l’électricité. Un paragraphe complémentaire à ajouter. Cette chûte des prix de gros entraine une hausse des subventions versées aux opérateurs. Pour financer ces subventions les taxes sur l’électricité vont être augmentées et le prix payé par le consommateur privé final va encore augmenter.
Bonjour, A ce jour le prix de l’énergie est historiquement bas, par les surcapacités de production, et le volume des ENR n’y change pas grand chose, si, une chose le poids des taxes pour financer les ENR. La raison économique ne justifie le développement des ENR qu’en cas de prix fort de l’énergie (fossile!)… mais le besoin de protection de notre environnement et de nous même , devrait en ce moment, non pas favoriser les ENR, mais obliger la non utilisation des usines très polluantes, au charbon, gaz … qui tournent encore alors que la demande s’est réduite…
Pendant ce temps là, les énergéticiens allemands continuent de couler.
Eon et RWE vont filialiser et séparer leurs centrales charbon+gaz du reste de leurs activitées. Ce sera fait dès l’année prochaine. Ces filiales feront des pertes. Quand les banquiers couperont les vivres, Merkel devra choisir : le black-out ou les subventions aux fossiles. On vit une époque formidable et je prépare le pop corn. Cela va venir très vite, indépendement d’un mois de novembre exceptionelement chaud.
“Après c’est pas les EnR qui ont besoin du réseau”. Une fermes éolienne (ou solaire) de 10 ou 100MW va quand même avoir un peu de mal à fonctionner de façon économiquement acceptable sans être raccordée à un réseau public… Bien entendu, pour une mine chilienne perdue dans le désert de l’Atacama dont l’altarnative c’est du gazole qu’il faut monter par camion à 2000 ou 3000m, l’économie globale du système peut être un peu différente….
Vous semblez confondre un marché de capacité et un marché d’effacement. Un marché de capacité c’est conçu comme son nom l’indique pour assurer de la capacité. L’effacement est une “capacité négative”, donc effectivement de l’effacement garanti peut participer à un marché de capacité. C’est “le plus facile” au début de la mise en place d’un marché, mais ça a effectivement des limites. Après, il faut ou faudra bien construire des moyens de production assurant cette capacité.
Quand vous dites ” Mais l’évènement anglais récent montre qu’elles sont pourtant indispensables. Les importations et l’effacement de production n’ont pas suffis”, à quoi faites vous référence? Ca ne me dit rien, mais je ne vois pas tout…..
J’avais loupé cet épisode, mais ça fait très longtemps que j’écris que le RU va au devant d’un vrai problème, donc je ne suis pas très surpris. Dans l’ordre ” Le 4 novembre, NG s’est porté acquéreur de 400 MW d’effacement pour le créneau 16h-17h en sollicitant pour la première fois les gros consommateurs entrés dans un programme conçu à cet effet l’année précédente ” Bon, jusque là tout va bien, c’est contractualisé par avance, les industriels qui l’avaient fait l’ont fait en toute connaissance de cause, rien à dire, on est dans de l’effacement contractualisé. “NG a cherché 500 MW de capacité de secours ; le MW s’est négocié jusqu’à 2500 livres sterling, soit environ 40 fois le prix moyen de ce créneau horaire. Les sommes versées seront bien sûr répercutées dans la facture des consommateurs” C’est là que ça commence à merder….Et là il faut mettre en place un marché de capacité (sauf ci c’est un évenement complètement fortuit mais au RU ça ne peut que devenir de plus en plus structurel dans les 5 à 10 ans qui viennent)), et forcément là ce n’est pas gratuit. Bon, le RU l’a fait, mais ça commence en 2018/19. Les enchères pour l’hiver 2019/2020 se sont passées la semaine dernière, ça coutera environ 900M£ par an aux consommateurs du RU pour cet hiver là (un peu moins que l’année dernière, 18£/kW.an alors que c’était environ 20 l’année dernière)
Si les exploitants (ENR) n’acceptent pas de participer au financement des capacités d’effacement ou de remplacement ils vont couper la branche sur laquele ils sont assis. En tous les cas il faudra trouver quelqu’un pour assurer et ce quelqu’un il faudra bien le rémunérer. Le nombre de “passagers clandestins” est forcément limité sauf à couler la compagnie. Mais effectivement plus il y aura de nouveau éolien ou de nouveau PV, moins ce nouveau éolien ou ce nouveau PV sera rémunéré par le marché ( il faudra bien une fin au “biberon” des tarifs d’achat) car c’est très embétant mais généralement le PV produit de façon synchrone en Europe et l’éolien c’est quasiment pareil ( avec un peu de foisonnement entre pays quand tout va bien, et quasi aucun foisonnement quand tout va mal). Passer de la petite enfance à l’age adulte c’est pas facile, et on sait bien que l’adolescence est le plus souvent une période très compliquée….
Les anglais sont généralement assez pragmatiques, et ils peuvent assez peu compter sur leurs voisins “to keep the lights on”…. Donc effectivement, sur la base de prévisions ( justes ou pas, on ne le saura que plus tard), ils décrêtent en 2015 que pour l’hiver 2019/2020 il leur faudra x MW (environ 50000) de capacité garantie et dispatchable (de la capacité “ferme”). Et ils lancent un appel d’offre en enchères descendantes à ce niveau: qui peut garantir d’avoir y MW “garantis” pour l’hiver 2019/2020 et quel est le prix pour cette capacité garantie ( quelqu’en soit l’usage qui en sera fait). Le prix descend jusqu’à ce que le niveau total des offres atteigne la valeur fixée ( environ 50000MW). Cette année, c’est 18£/kW.an. Pour illustrer, une unité de 500MW (gaz, charbon, nucléaire,…mais dispatchable ) qui a été retenue va toucher 9M£ de prime fixe pour être disponible l’hiver 2019/2020.(bien entendu si elle ne l’est pas elle sera pénalisée.). C’est interessant à observer car dans quelques années on en viendra forcément à un système du même type en Europe continentale.
La CSPE c’est la France. Alors lisez le texte concernant la FRANCE et sortez de votre écolocentrisme pour nous dire si vous trouvez ces nouvelles vraiment réjouissantes: ” Les prix de l’électricité ont augmenté de 10% en France à cause notamment de la chute de la production d’électricité issue des barrages, du charbon et du nucléaire. La production liée au gaz naturel s’est aussi révélée plus chère. Elle a augmenté de plus de 300% sur un an.”