Pourquoi des prix day-ahead à -500 €/MWh sont dangereux

Lorsque le prix Day-Ahead atteint le plancher technique, le marché n'a plus de marge pour la formation des prix. L'offre et la demande se seraient probablement équilibrées à un niveau plus bas, mais l'enchère ne peut pas atteindre ce prix.

Un prix de -500 €/MWh est donc plus qu'un titre spectaculaire. C'est le signe que le marché a heurté un mur.

Le Day-Ahead est un marché central. Avec les volumes couverts de gré à gré (OTC), il représente l'essentiel de l'offre et de la demande physiques d'électricité. C'est là qu'une grande partie du programme de production et de consommation du lendemain se traduit en position de marché exécutable.

Si une position importante reste non appariée après l'enchère Day-Ahead, le déséquilibre ne disparaît pas. Il se reporte en aval vers les marchés Intraday, les mécanismes d'équilibrage et, en dernier ressort, le gestionnaire du réseau de transport, qui doit rétablir l'équilibre physique en temps réel.

En conditions normales, les marchés en aval servent à affiner le programme, à absorber les erreurs de prévision et à gérer les écarts opérationnels. Ils ne sont pas conçus pour devenir le débouché principal d'une surproduction résiduelle importante que l'enchère Day-Ahead n'a pas pu valoriser.

Les règles du marché européen intègrent les limites de prix minimales au mécanisme de correction. Si le marché atteint son plancher de manière répétée, ce plancher peut être abaissé afin de donner à l'enchère davantage de marge pour s'équilibrer.

Cette baisse est utile lorsque des volumes flexibles existent mais n'ont pas pu être mobilisés parce que la plage de prix était trop étroite. Dans ce cas, un plancher plus bas peut faire apparaître davantage d'effacement de la demande, d'absorption par le stockage, d'écrêtement des renouvelables ou d'autres flexibilités opérationnelles.

Ce mécanisme ne fonctionne toutefois que si un volume réel attend sous l'ancien plancher. La limite de prix est utile lorsqu'elle révèle de la profondeur. Elle l'est beaucoup moins lorsqu'elle se contente de déplacer le mur.

Lors des récents épisodes de prix négatifs, la profondeur de marché peut être très faible entre des prix légèrement négatifs et le plancher technique. Dans le même temps, le carnet d'ordres peut contenir un volume important d'ordres de vente preneurs de prix, prêts à être exécutés à presque n'importe quel prix.

Dans cette configuration, abaisser le plancher de -500 €/MWh à -1 000 €/MWh ne crée pas nécessairement un signal plus utile. Les prix pourraient simplement s'établir près de -999,99 €/MWh.

Le marché afficherait alors un prix plus extrême, sans nécessairement révéler beaucoup plus de flexibilité. Le prix de règlement a bougé ; le manque sous-jacent de flexibilité offerte, peut-être pas.

C'est le piège de la profondeur nulle : des prix extrêmes, des transferts financiers importants, une pression accrue sur les garanties, et peu d'éléments montrant que le signal mobilise réellement davantage de flexibilité.

• Des prix de règlement extrêmes peuvent provenir d'une portion peu fournie de la courbe, plutôt que d'une offre de flexibilité abondante et concurrentielle.
• Les transferts financiers deviennent très importants entre acheteurs et vendeurs exposés, même si le système physique n'a guère gagné en pilotabilité.
• La pression sur les garanties et les appels de marge augmente fortement, en particulier pour les acteurs ayant de grandes positions ouvertes ou des couvertures fragiles.
• Les gestionnaires de réseau de transport peuvent rester confrontés au problème de l'équilibrage physique si les actifs flexibles n'ont pas été correctement proposés à l'enchère.

Les prix négatifs ont leur place : ils constituent un signal valide dans un système électrique à forte pénétration renouvelable, avec une production peu flexible et une capacité d'absorption limitée côté demande. Le danger apparaît lorsqu'on suppose qu'un prix plus négatif entraîne automatiquement une meilleure réponse opérationnelle.

La priorité devrait être d'améliorer la manière dont la flexibilité est valorisée et offerte sur le marché, afin que la surproduction soit absorbée avant que l'enchère n'atteigne le mur.

Il s'agit de rendre les volumes flexibles plus visibles dans les courbes d'offres Day-Ahead et Intraday : capacité de charge du stockage, modulation des renouvelables, effacement de la demande, déplacement de charges industrielles, pilotage des actifs hybrides et capacités d'absorption locales. Ces ressources ont besoin de stratégies d'offres qui reflètent leur coût d'opportunité réel et leurs limites opérationnelles, au-delà d'une simple exposition administrative aux prix extrêmes.

Un prix plancher plus bas peut faire partie des outils. La question de fond, pour l'organisation du marché, est cependant de savoir si le système offre à la flexibilité une voie fiable pour se manifester avant que l'algorithme de couplage n'épuise sa plage de prix.

Dans un système électrique où la production renouvelable croît et où les épisodes de surproduction se multiplient, cette distinction est essentielle.

L'objectif devrait être de relier les prix négatifs à une flexibilité réelle et disponible, sans chercher à les rendre impossibles.

Sinon, le marché risque d'envoyer des signaux financiers extrêmes sans résoudre le problème physique qui les a créés.

Julio Quintela Casal