Le secteur des énergies renouvelables connaît une transformation profonde avec l’émergence des prix négatifs sur les marchés de l’électricité. Ce phénomène, autrefois exceptionnel, devient de plus en plus fréquent et oblige les acteurs du financement à repenser complètement leurs modèles économiques et leurs approches de risque.
Les prix négatifs surviennent lorsque la production d’électricité dépasse la demande, forçant les producteurs à payer pour écouler leur énergie sur le réseau. Cette situation, particulièrement fréquente lors des périodes de forte production éolienne et solaire combinée à une faible demande, remet en cause la rentabilité des projets renouvelables traditionnels.
Lors de la Conférence Aurora Energy Finance 2025 à Paris, les experts ont souligné que les actifs financés il y a seulement deux ans faisaient désormais face à des heures de prix négatifs non anticipées dans leurs modèles financiers initiaux. L’Agence Internationale de l’Énergie confirme cette tendance dans ses rapports récents sur l’évolution des marchés électriques.
Face à cette nouvelle réalité, les acteurs du secteur développent des stratégies sophistiquées de diversification des revenus. Les contrats d’achat d’électricité (PPA) évoluent vers des configurations plus complexes où les risques sont mieux partagés entre producteurs et acheteurs.
Lisa McDermott, directrice générale des financements de projets chez ABN Amro, explique : « Les financeurs doivent maintenant intégrer systématiquement le risque des prix négatifs dans leurs modèles. Les PPA traditionnels ne suffisent plus, il faut imaginer des structures hybrides combinant revenus garantis et participation au marché spot. »
Les investisseurs se tournent de plus en plus vers les « nouveaux IPP » capables de valoriser leur énergie au-delà de la simple vente au réseau. Ces acteurs développent des modèles d’affaires intégrés incluant parfois des salles de marché internes pour optimiser leurs revenus en temps réel.
Le couplage des installations solaires avec des systèmes de stockage par batteries apparaît comme une solution prometteuse pour atténuer l’impact des prix négatifs. En stockant l’énergie produite pendant les périodes de prix bas ou négatifs pour la réinjecter lors des pics de demande, les projets deviennent plus résilients.
Cette approche connaît cependant des succès variables selon les marchés. En Espagne, comme l’analyse Christina Rentell d’Aurora Energy Research, la co-localisation démontre une robustesse économique supérieure aux actifs photovoltaïques autonomes. En Allemagne, l’équation économique reste plus complexe en raison des spécificités du marché.
La rentabilité du stockage dépend étroitement du cadre réglementaire et de l’état des réseaux électriques nationaux. En Roumanie, des développeurs comme Monsson ont anticipé les congestions du réseau en intégrant dès le départ des solutions de stockage à leurs projets solaires.
Le Plan européen pour les réseaux électriques (European grid package) attendu dans les prochaines semaines devrait apporter des réponses à ces défis d’intégration des énergies renouvelables.
L’intégration massive des énergies renouvelables nécessite une évolution profonde des modèles de financement et de gestion des risques. Les acteurs qui réussiront seront ceux capables de :
Comme le souligne l’Agence Internationale pour les Énergies Renouvelables, la transition énergétique réussie passera par une adaptation continue des modèles économiques aux réalités changeantes des marchés.
Engagée pour la transition énergétique, je me consacre à l’exploration des opportunités offertes par l’énergie solaire et à son évolution. J’accompagne les professionnels du secteur et favorise les collaborations pour accélérer l’adoption de solutions durables et innovantes.
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