volatilité prix énergétiques

Le rôle tampon des énergies renouvelables face à la volatilité des prix

L’Union européenne continue de dépendre fortement des marchés mondiaux pour son approvisionnement énergétique, avec environ 85 % du gaz et 97 % des produits pétroliers importés en 2024. Selon l’Agence européenne pour l’environnement (AEE), cette dépendance expose les consommateurs à une « prime de volatilité » importante, exacerbée par des tensions géopolitiques récentes, telles que le conflit en Ukraine et les perturbations dans le détroit d’Ormuz, comme rapporté par l’Agence européenne pour l’environnement.

Pour contrer ces risques, le déploiement massif de l’éolien et du solaire est présenté comme une solution stratégique. L’AEE projette qu’une croissance de 68 % de la part des renouvelables dans la production totale d’électricité de l’UE pourrait éviter une hausse potentielle de 125 % des prix de gros d’ici 2030. Toutefois, cette transition nécessite une progression équilibrée entre le développement des capacités de production, le renforcement des réseaux électriques, les solutions de stockage et la flexibilité de la demande pour éviter de maintenir une dépendance aux centrales à gaz.

Potentiel d’intégration solaire et limites de la demande horaire

Au-delà des enjeux macroéconomiques, la faisabilité technique de l’intégration solaire fait l’objet de nouvelles recherches. Une étude publiée dans la revue Land et relayée par pv magazine Global démontre que le système électrique européen pourrait absorber jusqu’à 614 GW de capacité solaire, soit environ 678 TWh par an, sans dépasser la demande horaire nationale.

« Cela contraste avec les études antérieures qui s’appuyaient généralement sur des moyennes annuelles ou saisonnières, lesquelles ont tendance à surestimer le potentiel d’intégration en négligeant la variabilité intra-journalière et le risque de limitation.

Selon ces travaux, le véritable plafond pour le solaire n’est pas la ressource naturelle, mais la synchronisation entre la production et la consommation. Si certains pays comme l’Allemagne possèdent une capacité théorique élevée (106 GWp), d’autres, tels que les Pays-Bas et Chypre, ont déjà dépassé leurs modèles de capacité optimale en 2023, rendant désormais leur expansion dépendante de solutions de stockage et de flexibilité de la demande.

Pressions sur les prix et défis opérationnels pour les producteurs

Si le développement du solaire soutient la décarbonation, il engendre également des tensions sur les marchés de gros. L’afflux massif d’électricité solaire aux heures de pointe entraîne une baisse de la valeur captée par les producteurs, un phénomène identifié par Межа. Новини України.

Les données de LSEG indiquent que le coefficient de capture des prix pour le solaire a chuté d’environ 42 % au premier semestre 2026 par rapport à la même période en 2023 dans des pays clés comme l’Allemagne, la France, l’Italie et l’Espagne. Cette dépréciation force les opérateurs de réseau à recourir à la limitation, ou « curtailment », afin de prévenir la saturation des infrastructures. En mai 2026, l’Allemagne a dû limiter 1,28 TWh et l’Espagne plus de 2,4 TWh de production renouvelable.

« Lorsque vous appliquez strictement cette correspondance, l’Europe peut encore absorber environ 614 GW de PV et 678 TWh par an uniquement dans les limites de la demande. Ce chiffre est un plancher conservateur, pas un plafond ; il exclut le stockage, la flexibilité côté demande, l’électrification de la chaleur et des transports, les systèmes de batteries, les exportations et le photovoltaïque intégré aux bâtiments, qui augmenteraient tous considérablement le potentiel réalisable.

Perspectives pour le système énergétique européen

L’avenir du système énergétique européen dépendra de la capacité des États membres à transformer ces défis en opportunités. Comme le souligne l’AEE, le succès ne réside pas uniquement dans l’installation de nouveaux panneaux solaires ou éoliennes, mais dans l’optimisation globale du système.

Les investissements futurs devront être ciblés là où ils apportent le plus de valeur, en tenant compte des spécificités nationales plutôt qu’en traitant l’Europe comme un marché uniforme. Pour les pays disposant d’une large marge de manœuvre, comme la Serbie ou la Géorgie, le déploiement dépendra davantage des cadres de financement et de la simplification des procédures de permis que des limites physiques de leurs réseaux. À court terme, la volatilité des prix de gros restera un indicateur clé de la nécessité d’accélérer le stockage et la flexibilité de la demande pour garantir la viabilité économique de la transition énergétique.

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