Pourquoi le prix de l’électricité flambe : préséance économique, gaz et pénurie

Peu de matières premières échangées sont aussi volatiles que l’électricité sur le marché de gros. En une seule journée européenne, une heure d’électricité peut coûter moins que rien à midi et plusieurs centaines d’euros le mégawattheure à 19 h. Sur des périodes plus longues, une rupture d’approvisionnement en combustible peut multiplier le prix moyen, comme partout en Europe en 2021–2022. Rien de mystérieux là-dedans. Tout découle de la façon dont les marchés choisissent les centrales qui tournent, du peu d’électricité que l’on sait stocker et de la manière dont les coûts du combustible et du carbone se répercutent sur la centrale la plus chère en service. Nous passons ci-dessous chaque facteur en revue, chiffres habituels à l’appui, avant de voir ce qu’un ménage peut faire.

La préséance économique : pourquoi la dernière centrale fixe le prix

La plupart des marchés de gros (couplage européen du marché du lendemain, PJM, ERCOT, NEM australien) appliquent une tarification marginale uniforme. Pour chaque heure ou chaque quart d’heure, les producteurs déposent des offres. L’opérateur les classe de la moins chère à la plus chère (l’ordre de préséance économique, ou merit order) et remonte la pile jusqu’à ce que l’offre égale la demande. Chaque unité appelée reçoit alors le prix proposé par la dernière unité nécessaire, appelé prix d’équilibre.

Les producteurs proposent un prix proche de leur coût marginal de court terme, c’est-à-dire le coût de production d’un MWh supplémentaire :

Ces fourchettes illustrent les conditions européennes de la dernière décennie. Les valeurs réelles suivent les prix du combustible et du carbone.

Exemple chiffré : un gaz à 35 € ou à 150 €

Prenons un CCGT à 55 % de rendement, un carbone à 70 €/t et une exploitation-maintenance variable de 3 €/MWh :

• Gaz à 35 €/MWh_th : 35 / 0,55 = 63,6 ; carbone 70 × 0,20 / 0,55 = 25,5 ; plus 3 → coût marginal ≈ 92 €/MWh.
• Gaz à 150 €/MWh_th : 150 / 0,55 = 272,7 ; carbone 25,5 ; plus 3 → coût marginal ≈ 301 €/MWh.

Si ce CCGT est l’unité marginale la plupart du temps, le prix de gros triple à peu près, et chaque parc éolien, chaque centrale solaire et chaque centrale nucléaire de la même zone de prix encaisse lui aussi ce prix triplé. C’est ce qui s’est passé en 2022. Le gaz de référence européen (TTF) s’est échangé pendant des mois à plusieurs fois son niveau d’avant 2021, dépassant brièvement 300 €/MWh en août 2022, et les prix de l’électricité ont suivi.

Pourquoi l’électricité est si sensible : une demande rigide et pas de stockage

Deux réalités physiques amplifient les variations de prix.

À court terme, la demande ne réagit presque pas au prix. La plupart des consommateurs ne voient jamais les prix en temps réel, et ceux qui les voient ne peuvent pas facilement cesser de cuisiner ou de se chauffer à 18 h. La courbe de demande est quasiment verticale.

L’offre devient très pentue tout en haut. Les derniers gigawatts proviennent de vieilles turbines de pointe peu efficaces ou d’unités de secours aux coûts très élevés. Dès que la demande atteint cette zone pentue, par une soirée froide et sans vent par exemple, une petite hausse de la demande peut doubler ou tripler le prix d’équilibre.

Mettez une demande quasi verticale face à une offre en crosse de hockey, et les prix deviennent extrêmement sensibles. Près de la pointe, une variation de 2 à 3 % de l’offre disponible peut les faire bouger de plusieurs centaines d’euros.

Les principales causes des flambées

1. Les chocs sur le prix des combustibles

Dans de nombreux pays européens, le gaz fixe le prix marginal pendant une grande partie des heures, un point qu’aborde l’évaluation de l’organisation du marché publiée par l’ACER en 2022. Quand le prix du gaz monte, l’électricité suit presque à l’identique pendant les heures où le gaz est marginal. Là où le charbon est marginal, les prix du charbon et du carbone jouent le même effet.

2. Les heures de pénurie

Par une soirée d’hiver froide, avec peu de vent et sans soleil, la demande culmine précisément quand la production variable est au plus bas, et les gestionnaires peuvent devoir puiser dans les réserves. Les marchés plafonnent les prix pour limiter les extrêmes. Le prix d’équilibre maximal harmonisé du marché européen du lendemain est passé de 3 000 à 4 000 €/MWh en 2022 après que les prix ont touché l’ancienne limite, et les règles lui permettent désormais de monter davantage quand les prix s’en approchent. Au Texas, l’ERCOT autorise jusqu’à 5 000 $/MWh. Lors de la tempête hivernale Uri, en février 2021, les prix de l’ERCOT sont restés au plafond d’alors, 9 000 $/MWh, pendant des jours, tandis que l’approvisionnement en gaz gelait et que des délestages étaient imposés.

3. Les pannes imprévues et une hydraulique faible

Chaque grosse centrale qui décroche resserre la pile. En 2022, les contrôles liés à la corrosion sous contrainte ont fait tomber la production nucléaire française à son plus bas niveau depuis des décennies, et la France, habituellement exportatrice nette, est devenue importatrice nette sur l’année. Le même été, la sécheresse a réduit la production hydraulique dans tout le sud de l’Europe et limité l’eau de refroidissement disponible pour les centrales thermiques.

4. La congestion du réseau

Quand les interconnexions sont saturées, les prix divergent entre zones de prix. Une zone qui ne peut pas importer l’électricité bon marché de ses voisins doit faire tourner ses propres centrales chères. Les marchés nodaux américains (PJM, ERCOT, CAISO) valorisent la congestion à chaque nœud : les prix peuvent ainsi flamber dans une ville et rester bas à quelques centaines de kilomètres.

5. La météo et les erreurs de prévision

Une prévision éolienne qui se trompe de quelques gigawatts peut faire bondir ou chuter les prix infrajournaliers et d’ajustement. Les canicules font grimper la demande de climatisation tout en dégradant le rendement des centrales thermiques.

Les prix négatifs : l’autre extrême

À mesure que l’éolien et le solaire se développent, les prix tombent plus souvent à zéro ou en dessous pendant les heures ensoleillées, venteuses et à faible demande. Les midis de week-end au printemps en sont l’exemple type. Les prix deviennent négatifs parce que l’arrêt coûte de l’argent à certains producteurs : les centrales aidées au MWh continuent de toucher l’aide, les unités thermiques peu flexibles redémarrent à grands frais, et certains contrats imposent de livrer. Les données de marché compilées par Ember et les gestionnaires nationaux montrent que l’Allemagne, les Pays-Bas, l’Espagne et l’Australie-Méridionale ont récemment connu des centaines d’heures à prix négatif par an.

L’écart entre des midis à prix négatif et des soirées chères fait toute la valeur des batteries et de la demande flexible. Il explique aussi pourquoi le prix capté par le solaire (le prix moyen réellement obtenu par sa production) passe sous la moyenne en base à mesure que l’on construit du solaire, un effet appelé « cannibalisation ».

Comment les flambées atteignent les consommateurs

L’énergie achetée en gros ne représente qu’une partie de la facture de détail. Les frais de réseau, les taxes, les contributions et la marge des fournisseurs pèsent souvent 40 à 60 % du prix payé par un ménage européen : quand les prix de gros doublent, la facture, elle, ne double pas.

Ce que les ménages peuvent faire

• Déplacer les usages flexibles. La recharge du VE, le lave-vaisselle, le chauffe-eau et une pompe à chaleur avec ballon tampon peuvent tous fonctionner aux heures bon marché. Notre calculateur de coût de recharge montre ce que rapporte chaque année un tarif de nuit moins cher.
• Produire soi-même. Le solaire en toiture remplace l’électricité au détail, moins volatile que le prix de gros mais qui monte avec lui. Le calculateur de facturation nette montre comment la valorisation du surplus change l’équation.
• Stocker. Avec un tarif dynamique, une batterie domestique peut jouer les écarts quotidiens. Dimensionnez-la avec le calculateur de batterie solaire. Pour se rembourser sur le seul arbitrage, il faut en général un écart de 0,10 à 0,20 €/kWh presque tous les jours.
• Bloquer un prix quand c’est judicieux. Un contrat à prix fixe transfère le risque au fournisseur, et vous payez une prime pour cette assurance.

L’exemple suppose un écart moyen généreux de 23 centimes. Avec 8 à 10 centimes, la valeur tombe à moins de la moitié : c’est pourquoi le temps de retour d’une batterie rentabilisée par le seul arbitrage varie autant.

Ce qui atténue les flambées à l’échelle du système

Les responsables politiques et les planificateurs du réseau disposent de plusieurs leviers, chacun avec ses compromis :

• Davantage d’interconnexions mutualisent les ressources sur des zones météo plus vastes.
• Le stockage et l’effacement aplanissent la pointe du soir et absorbent le surplus de midi.
• Les contrats de long terme (PPA, contrats pour différence) protègent producteurs et consommateurs des prix de court terme. La réforme de l’organisation du marché adoptée par l’UE en 2024 encourage les CfD bidirectionnels pour les nouvelles centrales bas carbone.
• Les mécanismes de capacité rémunèrent la disponibilité de puissance pilotable pendant les heures de pénurie.
• Sortir du gaz réduit la fréquence à laquelle le gaz est l’unité marginale. Un coût complet plus bas, comme le montre le calculateur de LCOE, ne fait pas baisser à lui seul le prix marginal. Mais suffisamment d’offre à coût marginal nul repousse le gaz plus haut dans la pile et l’écarte d’un nombre croissant d’heures.

Pour voir quels pays dépendent le plus du gaz et quels réseaux s’appuient sur l’hydraulique, le nucléaire ou l’éolien, parcourez les profils par pays ou comparez les mix de production sur la carte mondiale de l’énergie. Pour le volet physique de l’équilibre entre offre et demande, lisez comment fonctionne le réseau électrique.

Les chiffres de ce guide sont des fourchettes habituelles tirées des sources ci-dessus ; les vôtres dépendent du lieu, des prix et du matériel. Utilisez les calculateurs proposés pour une estimation propre à votre site.