Le marché de l’électricité en Europe fait face à une instabilité croissante, accentuée par l’augmentation des énergies renouvelables, en particulier l’éolien et le solaire. Bien que ces sources d’énergie soient essentielles pour respecter les objectifs climatiques, elles génèrent des défis significatifs pour la gestion du réseau énergétique européen. Leur intermittence, caractérisée par des pics de production en dehors des périodes de forte demande, engendre des périodes où les prix de l’électricité deviennent négatifs. Ce phénomène, qui s’est intensifié ces dernières années, impacte directement la rentabilité des producteurs d’énergie et soulève des préoccupations sur l’équilibre économique du secteur. Dans ce contexte, la Norvège, grâce à ses vastes ressources de stockage hydraulique, pourrait jouer un rôle stratégique pour stabiliser le marché européen de l’électricité.
Le Stockage Hydraulique par Pompage-Turbinage : Une Solution Naturelle
La Norvège dispose d’un avantage géographique unique : ses fjords profonds et ses réservoirs naturels permettent de stocker de grandes quantités d’énergie excédentaire. Ces réservoirs offrent une capacité de stockage estimée à 83,2 TWh, répartie sur plusieurs sites majeurs tels que le Fjord de Skjerstad (25 TWh), Mjøsa (17,6 TWh), et Sandsfjorden (8,1 TWh). Le stockage par pompage-turbinage, qui est déjà une technologie bien établie en Norvège, repose sur l’utilisation de réservoirs en altitude pour stocker l’eau en période de surplus de production d’énergie. L’eau est pompée vers ces réservoirs en période de faible demande ou de production excédentaire, puis relâchée pour générer de l’électricité lorsque la demande augmente. Cette capacité de stockage flexible est un atout majeur pour réguler l’approvisionnement énergétique de l’Europe et compenser l’intermittence des énergies renouvelables.
Une Gestion de l’Excédent d’Énergie par le Stockage Flexible
En Europe, les pics de production des énergies renouvelables surviennent souvent pendant les périodes de faible demande, comme en plein après-midi lors des journées ensoleillées ou lors de pics de vent. Dans ces périodes, la production excédentaire d’électricité peut entraîner des prix négatifs sur les marchés de l’énergie, car l’offre dépasse largement la demande. Par exemple, en 2024, la France a enregistré 235 heures de prix négatifs, et la Norvège, en raison de sa capacité de stockage, a joué un rôle clé pour atténuer l’impact de ces fluctuations (selectra.info). Ces prix ont pu atteindre -30 €/MWh pendant des périodes où la production d’énergie renouvelable excédait largement la demande.
C’est ici que la capacité de stockage par pompage-turbinage de la Norvège devient stratégique. En stockant l’énergie excédentaire dans ses réservoirs, la Norvège peut redistribuer cette énergie stockée lors des périodes de forte demande, ce qui permet de réguler les prix de l’électricité sur les marchés européens. Ce mécanisme de stockage flexible permet d’éviter que des prix négatifs ne se prolongent trop longtemps, ce qui préserve la rentabilité des producteurs et stabilise le marché. Cette flexibilité dans la gestion des excédents énergétiques joue un rôle crucial pour garantir la stabilité des prix à court terme et maintenir un approvisionnement énergétique constant.
Des Projets Européens d’Interconnexion pour Renforcer la Collaboration
La Norvège ne joue pas seulement un rôle isolé dans la gestion de l’énergie excédentaire. Le pays est également au centre d’un réseau européen d’interconnexions électriques qui permet de transférer l’énergie stockée vers les pays voisins. En 2024, la Norvège a exporté environ 5 milliards d’euros d’électricité, principalement vers des pays comme l’Italie, l’Allemagne, la Belgique et le Royaume-Uni. Ces exportations sont rendues possibles grâce aux capacités de production d’énergie renouvelable du pays, notamment l’hydroélectricité, et à son rôle de « réservoir » pour les autres pays européens. Des projets d’interconnexion comme NordLink, qui relie la Norvège à l’Allemagne, et North Sea Link, entre la Norvège et le Royaume-Uni, renforcent ces échanges énergétiques et permettent une gestion plus souple des surplus d’énergie en Europe. Ces interconnexions rendent possible la redistribution de l’énergie stockée en Norvège vers des marchés ayant des besoins plus élevés, optimisant ainsi l’utilisation des ressources énergétiques renouvelables.
L’Impact de la Variabilité Climatique sur le Stockage Hydraulique
Cependant, bien que la Norvège dispose d’une infrastructure de stockage par pompage-turbinage impressionnante, des défis subsistent. Le changement climatique et la variabilité accrue des régimes de précipitations peuvent avoir un impact sur la disponibilité de l’eau pour le stockage. Des périodes de sécheresse prolongée ou des variations importantes dans les niveaux des cours d’eau peuvent affecter la capacité de stockage des fjords. La Norvège dispose néanmoins de modèles avancés de gestion des ressources hydrologiques qui lui permettent de mieux anticiper ces fluctuations. De plus, l’extension de l’utilisation de réservoirs marins ou l’augmentation de la capacité de stockage en altitude peuvent contribuer à atténuer ces risques. Ces solutions d’adaptation permettent à la Norvège de maintenir sa capacité de stockage tout en répondant aux besoins énergétiques croissants de ses voisins européens.
Vers une Stabilité Accrue du Marché Européen de l’Énergie
L’intégration croissante des énergies renouvelables intermittentes dans le mix énergétique européen soulève des défis considérables pour la gestion du réseau. Le stockage par pompage-turbinage de la Norvège, en permettant de rendre l’énergie pilotable, pourrait jouer un rôle crucial dans l’équilibre de l’offre et de la demande en Europe. Grâce à sa capacité de réguler l’énergie excédentaire produite pendant les périodes de forte production renouvelable, la Norvège offre une solution stratégique pour limiter les effets des prix négatifs sur les marchés de l’électricité.
Les prix négatifs observés ces dernières années ont eu un impact important sur le modèle économique des producteurs d’énergie. En effet, lorsqu’un producteur d’énergie, tel qu’une centrale solaire ou éolienne, vend à perte pendant ces périodes, il est directement pénalisé. Les contrats à terme (PPA) entre producteurs et énergéticiens, qui sont négociés à des prix d’environ 40 à 60 €/MWh, contrastent fortement avec ces prix négatifs qui peuvent chuter à des niveaux aussi bas que -30 €/MWh (selectra.info). Cela rend le rôle du stockage par pompage-turbinage encore plus critique pour stabiliser ces prix sur les marchés à court terme.
