L’emballement du prix de l’électricité n’est pas dû à un marché unique européen : un peu d’histoire pour mieux comprendre…

André Merlin

Fondateur et premier Président du Directoire de RTE

Au commencement était l’acte unique européen, adopté en 1986 et mis en œuvre à partir du 1er juillet 1987. Son objectif était de créer un véritable marché intérieur au sein de la Communauté économique européenne (CEE), devenue l’Union européenne (UE), dans tous les secteurs où cela était possible. Dans ce cadre, une directive européenne précisant les principes et les modalités d’un marché de l’électricité a été adoptée en 1996. Elle va d’ailleurs au-delà de l’UE puisque des pays tels que la Suisse et la Norvège en font partie.

Cette directive européenne n’a été transposée en droit français qu’en février 2000. Immédiatement après le vote de la loi française, ont été créés d’une part la Commission de régulation de l’électricité en mars 2000 (devenue la Commission de régulation de l’énergie lors de la création du marché du gaz deux ans plus tard) et d’autre part RTE, le 1er juillet 2000.

En 2001, RTE et Euronext ont créé la bourse de l’électricité PowerNext. Les clients ont eu dès lors la possibilité de souscrire des contrats bilatéraux avec les fournisseurs de leur choix, ou d’acheter de l’électricité sur le marché par le biais de la bourse. Cette électricité était achetée par « pas horaire », la veille pour le lendemain. Ce mécanisme a permis de fixer une référence de prix, utile pour la négociation des contrats bilatéraux.

À cela s’est ajouté un marché, dont on a moins parlé, mais qui est très important : le marché d’ajustement. C’est un marché avec un acheteur unique, RTE, qui achète des réserves de production à des fournisseurs potentiels dans le but de faire face aux aléas, tant sur la demande, que sur la production, 24 heures à l’avance. La mobilisation des réserves est nécessaire pour faire face aux écarts entre ce qui était prévu 24 heures à l’avance par le fournisseur et ce qui est effectivement réalisé en temps réel. Cet écart est facturé par RTE aux fournisseurs qui n’ont pas respecté leurs engagements, au prix acheté par RTE sur le marché d’ajustement. C’est en quelque sorte une opération blanche pour le gestionnaire de réseau de transport. Les acteurs ont été plutôt satisfaits du fonctionnement de cette bourse et le régulateur n’a jamais émis de critique. Le mécanisme mis en place par la bourse prend les offres de fourniture à chaque heure dans l’ordre des prix croissants, qu’on appelle l’ordre de préséance économique, jusqu’à satisfaction de la demande.

À ce moment-là, c’est le prix offert par cette dernière offre de fourniture qui fait le prix du marché. C’est en quelque sorte une vente au prix marginal. En plus de ce marché spot, c’est-à-dire la veille pour le lendemain, a été rapidement mis en place un marché à terme permettant aux acteurs d’anticiper en achetant de l’électricité sur une période allant jusqu’à trois ans. Au-delà de trois ans, aucun mécanisme d’achat n’existe.

Ce marché ne peut donc pas définir ce que peut être un mix électrique à un horizon de 10 ou 15 ans. La directive européenne et plus exactement sa transposition en droit français, fait obligation non pas à EDF comme auparavant, mais à l’État, de définir le mix énergétique futur au travers de la PPE (Programmation pluriannuelle de l’énergie), sur la base des bilans prévisionnels établis par RTE.

Le couplage des marchés européens entre États membres (à partir de 2006)

Il n’y a pas un marché unique de l’électricité au sein de l’Union européenne, mais un marché d’électricité dans chaque État membre, couplé avec ceux des États voisins. Le premier couplage a été réalisé à l’initiative de RTE en 2006, entre les bourses d’électricité française et néerlandaise. Ce qui a permis la création d’une bourse d’électricité en Belgique.

Du fait de ce couplage, lorsqu’on établit les prévisions la veille pour le lendemain, on définit en même temps les échanges optimaux entre les différents pays, compte tenu des capacités commerciales d’interconnexion entre les différents réseaux. Cela conduit à la chose suivante : un pays qui est exportateur, comme très souvent la France grâce à son parc nucléaire, va proposer des prix attractifs pour le pays importateur de l’autre côté de la frontière. Deux possibilités : soit cette exportation va jusqu’aux limites des capacités commerciales d’interconnexion, auquel cas il y a un découplage des prix, soit, si on n’atteint pas les limites, le prix est le même des deux côtés de l’interconnexion.

À partir de 2010, un marché « infra-journalier » a également été mis en place progressivement dans chaque État membre(1).

À noter que la « capacité commerciale » d’interconnexion doit être inférieure à la capacité technique des ouvrages d’interconnexion. Les gestionnaires de réseau ont en effet besoin d’une réserve de capacité d’échange au cas où il y aurait un incident sur leur réseau qui nécessiterait de faire appel aux réserves des pays voisins. Ce couplage des marchés s’est ensuite étendu à une grande partie des États membres en incluant notamment l’Allemagne, l’Italie et l’Autriche. La bourse d’électricité Powernext a alors fusionné avec la bourse allemande, la bourse autrichienne et la bourse suisse. Cet ensemble s’appelle EPEX (European Power Exchange).

Ceux qui actuellement s’alarment de voir l’emballement du prix de l’électricité en font porter la responsabilité à un marché unique de l’électricité en Europe. Il n’en est rien. Si le prix de l’électricité en France augmente fortement, c’est qu’en période de pointes de consommation, la France n’est plus exportatrice. Elle importe alors de l’électricité produite à partir de charbon ou du gaz par ses voisins. Par voie de conséquence, le prix sur la bourse augmente d’autant.

Le prix de l’électricité n’est donc pas indexé sur le prix du gaz, contrairement à une idée souvent reçue. Le prix dépend principalement du mix électrique existant dans chaque pays. En France, l’énergie nucléaire domine le mix électrique. En Italie, c’est l’énergie provenant du gaz.

Sources / Notes
  1. Ce marché permet d’acheter ou vendre de l’électricité jusqu’à trente minutes avant la livraison. Ainsi, on réduit les écarts entre la prévision de la fourniture et sa réalisation.

Cette tribune d’André Merlin est tirée d’un article plus long publié dans La Revue de l’Electricité et de l’Electronique (REE 2022-2).

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Commentaire

Marc Delorme

Je suis un peu surpris par la fin de l'article. J'avais cru comprendre qu'actuellement la France était fortement importatrice, suite aux difficultés de production d'EDF sur son parc nucléaire (la moitié des réacteurs étant à l'arrêt, dont 12 pour gérer les fissures identifiées sur le circuit de secours), avec plusieurs révisions à la baisse des perspectives de production nationale pour 2022. La France importe donc en proportion importante de l'électricité de pays au mix fortement fossile, donc fortement impacté par le prix du gaz. Et c'est bien le marché" d'ajustement, basé sur le coût marginal de la production à partir de gaz qui conduit à un prix si élevé actuellement...Si cette analyse est incorrecte, merci de me corriger...

Ddu

M. Delorme, je ne sais pas si vous avez raison car je suis moi-même un profane. Cependant, votre raisonnement me paraît plutôt logique au vu de la situation actuelle de nos centrales nucléaires.

Luc

C'est exactement ça. Le prix est indexé sur le coût de production à partir des centrales à gaz

Luis Carballada

La singularité ibérique est bien évidente, il suffit d'observer que les connexions avec la France sont minimes, pour que l'Iberie profite vraiment des avantages, comme l'énergie française à très bon marché quand les centrales nucléaires françaises produisaient à capacité normale avant les problèmes des fissurations dans les tuyaux des réacteurs. Le solaire predominate dans l'Iberie à long terme va intégrer les deux pays (Espagne et Portugal) pleinement dans le mix énergétique européen

Wambre Baptiste

La disponibilité actuelle du parc nucléaire français historiquement à son plus bas depuis se création impacte fortement le prix de l'électricité en France et dans le reste de l'UE. Avec moins de 30 GW en production sur un parc de 62 GW le facteur de charge est si bas qu'il manque une puissance considérable en principe disponible sur le marché même en fin de printemps. L'impact économique de cette si faible disponibilité est considérable, s'ajoutant aux autres facteurs très particuliers de l'année 2022. Concrètement ce 16 juin la France importe en moyenne 5 GW d'électricité à des prix qui avoisinent moyen de presque 300 €/MWh. Pourtant avec une disponibilité du nucléaire classique ce devrait être la France qui exporte de l'électricité mais à un prix plus bas car la France ne serait pas en train de créer cette pénurie en UE. Le même jour en 2021, la France produisait 10GW de nucléaire en plus ! Ce paramètre n'est pas mis en avant par les habituels thuriféraires du nucléaire qui sont plutôt discrets actuellement ...

buffier

Ce qui est formidable, c'est que cet article et les commentaires n'évoquent que les prix de gros ( spéculatif sur une bourse par construction), sans jamais évoquer le prix à l'utilisateur final, et l'ARENH. On peut disserter ensuite sur la production, sur les renouvelables, les pilotables, le marché crée et voulu par les libéraux est assis, sur une spéculation sur les prix de production, et sur une revente par des gloutons, qui n'investissent rien, quitte à mentir, ou renier leurs engagements, Exemple Enercoop, qui ne devait vendre que de la prod renouvelables, et qui toute honte bue, vient se nourrir au biberon ARENH.

studer

Merci à André Merlin, grand expert du sujet, de nous éclairer.
Pourtant certains points restent obscurs pour un non spécialiste. En effet, l'aléa générique du parc nucléaire nous prive actuellement de 12 réacteurs, c'est à dire d'environ 15 GW de capacité nucléaire. Alors qu'habituellement nous exportions autour de 10 GW d'électricité, nous sommes temporairement importateurs de 3 à 5 GW.
Pour ces 3 à 5 GW importés et produits par nos voisins avec du gaz, il est normal que nous payons l'électricité au prix du gaz (autour de 200 €/MWh) . Mais il nous "reste" encore 30 GW de nucléaire, qui produisent à un prix bien inférieur (environ 50 €/MWh, coût complet). De ce fait le prix moyen du MWh en France devrait être bien plus proche de 50 € que de 200 €/MWh.
Le marché reflète bien le mécanisme d'ajustement, c'est à dire le coût des MWh qui nous manquent et qu'il faut acheter (cher) à l'étranger, mais pas la réalité locale.
Il ne représente pas le marché intérieur de notre pays, qui reste majoritairement alimenté par du nucléaire.
Il y a donc bien un problème sur la fixation du prix du marché de l'électricité pour la France.
Dit autrement, il n'est pas logique qu'on passe brutalement de 50 €/MWh quand nous sommes autosuffisants, à près de 200 €/MWh dès qu'il nous manque quelques GW.
Difficile à appréhender.

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