Synthèse 
Hausse des prix de l’énergie, incertitudes sur les importations de gaz russe… Face à la crise énergétique que l’Europe a connu ces dernières années, Paris, Madrid ou encore Athènes ont appelé pendant plusieurs mois à une réforme du marché européen de l’électricité. Une demande qui avait d’abord suscité une levée de boucliers de plusieurs pays, essentiellement nordiques, et des réticences du côté de la Commission européenne.
“La montée en flèche des prix de l’électricité expose les limites de l’organisation actuelle de notre marché de l’électricité”, avait finalement estimé la présidente de l’exécutif européen Ursula von der Leyen en août 2022. “C’est pourquoi nous travaillons à une intervention d’urgence et à une réforme structurelle du marché européen de l’électricité”, avait-elle ajouté. Si la proposition formulée ensuite par l’exécutif européen le 14 mars 2023 n’est pas une révolution, elle tente de s’attaquer à la volatilité des prix, accentuée par la reprise post-pandémie puis la guerre en Ukraine.
Les chiffres sont en effet spectaculaires. Le prix de gros (que paient notamment les fournisseurs aux producteurs) pour l’électricité avait franchi en août 2022 la barre des 1 000 euros le MWh en France, après une précédente augmentation de 58 % entre juin et juillet. Un record, alors qu’il n’était que de 85 euros un an auparavant. Des chiffres poussés par l’augmentation des prix du gaz, dont une partie est utilisée pour produire de l’électricité.
Le prix de gros de l’électricité désigne le prix payé sur le marché européen en amont de la livraison aux consommateurs, généralement par les fournisseurs. Le prix de détail désigne ensuite le prix payé par les consommateurs finaux.
Comment se forment les prix de l’électricité sur le marché européen ?
Concrètement, l’électricité est négociée entre les producteurs (les propriétaires des centrales électriques) et les fournisseurs, qui leur achètent l’électricité. Ces derniers livrent ensuite l’énergie achetée aux particuliers et aux entreprises. Des traders interviennent également pour acheter et vendre sur le marché. Il peut donc y avoir des échanges sur les bourses (EEX par exemple), avec des intermédiaires ou directement entre deux parties, en bilatéral.
Eolien, solaire, nucléaire, charbon ou gaz… il existe plusieurs moyens de produire de l’électricité. Actuellement, le prix de gros de l’électricité dans l’UE est fixé par la dernière centrale électrique nécessaire pour répondre à la demande. Lorsque les éoliennes, les panneaux photovoltaïques et les barrages hydrauliques suffisent à couvrir la consommation d’électricité à un moment donné (par exemple un 15 août à 10h), les centrales à gaz ou à charbon n’ont pas besoin d’être appelées à produire.
“L’idée est d’empiler les moyens de production en appelant d’abord ceux qui ont les coûts d’exploitation les plus faibles, renouvelables et nucléaire, puis en dernier lieu les centrales aux coûts les plus élevés, en l’occurrence celles au gaz et au charbon”, explique Carole Mathieu, chercheuse à l’Institut français des relations internationales (IFRI). “Il y a donc un effet de contamination” du prix du gaz sur celui de l’électricité, explique-t-elle. Un producteur qui utilise du gaz, plus cher, ne pourrait en effet pas être rémunéré si son électricité était vendue au faible coût de l’éolien.
Dans l’autre sens, “lorsque l’ensemble de la consommation est couverte par des moyens de production dont les coûts sont faibles, le prix redevient extrêmement faible”. Par exemple, la conjugaison d’une faible consommation et d’une forte production éolienne le 21 octobre 2021 à minuit avait engendré un prix du MWh proche de 0 euro en France.
Un marché européen de l’électricité en deux parties
“Le marché européen de l’électricité peut se découper en deux parties”, résume Clara Hubert, associée à Aurora Energy Research. Il y a d’abord les contrats à long terme, qui sont “annuels, trimestriels, mensuels, hebdomadaires ou journaliers”. C’est à ce niveau que le prix de l’électricité a franchi la barre des 1 000 euros le MWh en France fin août 2022, au moment où ce chiffre était de 850 euros en Allemagne. Le prix des contrats de long terme définit en partie le prix final payé par le consommateur : en achetant une quantité donnée d’électricité plusieurs mois ou années à l’avance, les fournisseurs s’assurent de pouvoir approvisionner leurs clients, ménages ou entreprises.
“A partir de J-1 avant les livraisons, il y a le marché spot ou de court terme”, poursuit Clara Hubert. Ils permettent d’ajuster les contrats à long terme au plus près de la livraison d’électricité. Des enchères par pays interconnectés avec les autres ont ainsi lieu chaque midi pour les 24 heures du jour suivant, puis un marché continu boursier est organisé de 15 heures à 5 minutes avant les livraisons pour les adapter au plus près de la consommation.
Pour importer de l’électricité depuis l’étranger, ou d’en exporter vers les voisins, les pays européens sont en effet reliés entre eux par des interconnexions, des câbles qui permettent de transporter les électrons au-delà des frontières. Un moyen de faire baisser les prix dans les pays importateurs à un instant précis. “A titre d’exemple, l’Allemagne et la France étant interconnectées, s’il y a de la capacité disponible de l’Allemagne vers la France et que le prix est plus bas en Allemagne, alors l’algorithme des bourses va automatiquement proposer des offres d’énergie allemandes aux participants français, ce qui va diminuer le coût de l’électricité en France”, précise Clara Hubert.
“Les transactions entre la France et l’Allemagne se poursuivent alors tant qu’il y a un différentiel de prix entre les deux pays et jusqu’à ce que les interconnexions soient saturées”, complète Carole Mathieu. C’est pourquoi en 2021 par exemple, les prix spot français, allemand et belge étaient identiques la moitié du temps. A l’inverse, les prix du nord de l’Italie et de l’Hexagone n’étaient similaires que 30 % du temps, du fait d’une moindre interconnexion entre les deux pays.
La dernière partie de cette architecture européenne relève plus de la sécurité que du marché : c’est l’équilibrage. L’électricité ne pouvant être stockée, il doit y avoir un équilibre permanent entre l’offre et la demande. Un déséquilibre entre les deux entraînerait une perturbation de la fréquence électrique, qui est de 50 Hz dans l’essentiel de l’Union européenne. Les gestionnaires de réseaux (RTE en France) doivent donc surveiller la fréquence 24 heures sur 24. Les “réserves d’équilibrage” permettent de maintenir ou de ramener la fréquence à un bon niveau, grâce à l’activation en quelques secondes des groupes de production ou à une diminution de la demande d’électricité.
Une partie de l’électricité produite échappe toutefois à ce marché de gros. En France par exemple, l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) permet aux fournisseurs de s’approvisionner en électricité auprès d’EDF, propriétaire des centrales nucléaires, à un prix fixé par l’Etat de 42 euros le MWh. Cet ARENH a été créé en 2011, après l’ouverture à la concurrence, pour éviter qu’EDF ne profite d’une “rente nucléaire”, bénéficiant d’investissements réalisés des décennies auparavant, contrairement aux entreprises concurrentes.
Après le pic de la crise énergétique à l’été 2022, les prix de gros de l’électricité sur le marché européen ont amorcé une décrue, pour revenir à des niveaux plus stables.
Les lacunes du système actuel
Dans une note pour le think tank Terra Nova, le spécialiste Nicolas Goldberg pointait du doigt un “triple mal” dont souffre l’Union européenne avec ce fonctionnement de marché. Ces lacunes incluent “une dépendance trop forte au gaz fossile pour équilibrer son réseau électrique, un sous-investissement dans la production électrique en raison de la myopie des marchés de gros et un marché de détail insuffisamment régulé”.
En avril 2022, l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) estimait que la crise énergétique relevait surtout d’un “choc sur le prix du gaz” et que le marché en lui-même n’en était “pas responsable”. Tout en partageant ces conclusions, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) en France avait pour sa part pointé deux écueils du système actuel. L’organe soulignait alors que “ce marché ne [délivrait] pas […] une visibilité suffisante à long terme” et que “la question de la protection des consommateurs contre les périodes de prix élevés [restait] posée”.
La fixation du prix par la dernière centrale appelée a longtemps été dans le viseur de Paris et d’autres capitales européennes. “Le problème à ce stade, c’est l’absence de proposition alternative”, relève Carole Mathieu. De fait, l’Union européenne a tendu vers des interventions d’urgence et temporaires, comme une dérogation pour un plafonnement du prix du gaz en Espagne et au Portugal, plutôt que vers une réforme structurelle du marché européen de l’électricité. “Il y a une urgence absolue à découpler le prix de l’électricité du prix du gaz”, s’alarmait pour sa part, en août 2022, le ministre français de l’Economie Bruno Le Maire. Car les coûts de production des centrales nucléaires, eux, étaient a priori restés stables : en théorie, les consommateurs français auraient alors pu bénéficier d’une électricité à coût modéré. Mais avec le fonctionnement actuel du marché, les producteurs d’énergie nucléaire (ou renouvelable) s’alignent sur les prix des centrales les plus chères, à gaz ou à charbon, engrangeant alors des “surprofits”.
Au printemps 2022, le président français avait ainsi pourfendu ces “surprofits […] totalement déraisonnables” de certains acteurs, “par exemple dans le renouvelable”. Comme l’éolien ou le solaire bénéficient d’une énergie quasiment gratuite au moment de la production, les entreprises qui produisent une énergie peu chère profitent de ce système en la revendant sur le marché de gros au prix plus élevé de l’électricité provenant de centrales à gaz ou à charbon. Les producteurs d’énergie “vertes” devaient pour leur part utiliser cette manne financière pour investir dans le déploiement des sources renouvelables, considérées comme un moyen de sortir des énergies fossiles polluantes.
“Le secteur renouvelable ne fait pas de surprofit en France avec l’augmentation actuelle des prix”, rétorquait toutefois Clara Hubert, interrogée au cœur de la crise. “Les producteurs se financent principalement avec des aides d’Etat qui sont symétriques. Par exemple, si un producteur a une subvention de 60 euros et que le prix de marché est à 40 euros, l’Etat va lui verser la différence, soit 20 euros. A l’inverse, si le prix grimpe à 200 euros, le producteur de renouvelable devra rembourser la différence à l’Etat soit 140 euros”. Et ce même si de nombreux contrats plafonnent les sommes que les producteurs d’énergie éolienne et solaire doivent reverser aux pouvoirs publics.
Par ailleurs, “il n’y a pas de dysfonctionnement du marché dans le sens où les signaux de prix qu’on observe sont cohérents avec la réalité physique et les contraintes qui pèsent sur le système électrique européen”, conteste à son tour Carole Mathieu. Enfin, un prix de l’énergie élevé a aussi l’avantage d’envoyer un signal de sobriété aux ménages et aux entreprises, un enjeu crucial dans la lutte contre le changement climatique.
Mesures d’urgence et réforme du marché de l’électricité
La Commission européenne a finalement proposé une réforme le 14 mars 2023. Les Etats membres et le Parlement européen ont ensuite trouvé un accord entre eux le 14 décembre. Si les mesures ne vont pas jusqu’au “découplage” des prix de l’électricité et de ceux du gaz, cette réforme se concentre sur la transparence vis-à-vis des consommateurs.
Elle encourage aussi les contrats à plus long terme pour la production d’énergie à partir de combustibles non fossiles. D’un côté, les PPA (Power Purchase Agreement) autorisent les entreprises grandes consommatrices à acheter directement auprès des producteurs, sur plusieurs années. De l’autre, les CFD (contrats pour différence) font peser le risque de marché sur les Etats. Une référence de prix est fixée. Sous ce seuil, l’Etat paye la différence au producteur afin de lui assurer de rentrer dans ses coûts, et au-dessus de ce seuil, l’entreprise d’énergie doit reverser le surplus aux finances publiques. C’est avec ce mécanisme que les énergies renouvelables ont contribué pour 6,6 milliards d’euros au budget de l’Etat en France au titre de 2022 et 2023, selon les estimations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) de juillet dernier. Ces CFD pourraient être utilisés pour l’investissement dans de nouvelles capacités de production, dont celles utilisant l’énergie nucléaire.
Entre les baisses d’importations de gaz russe, la faible disponibilité du parc nucléaire français et la baisse de la production hydroélectrique, l’Union européenne était entrée dans une saison automne-hiver 2022/2023 en cumulant les difficultés sur sa sécurité énergétique. Entre 2023 et 2024, l’UE connaît des auspices un peu plus favorables : les réserves souterraines de gaz européennes sont par exemple bien remplies et le nucléaire français produit plus. Mais comme l’écrit le gestionnaire français du réseau (RTE) en ce début 2024, “la consommation d’électricité demeure basse par rapport à la période d’avant crise, dans un contexte économique toujours marqué par l’inflation”. Signe que les ménages et les entreprises prennent bien garde à leurs factures, que ce soit pour une question de sobriété ou de pauvreté.
Les grandes étapes de la libéralisation européenne du secteur de l’électricité
A partir des années 1990, l’Union européenne poursuit l’objectif d’achever le marché unique, en cours de réalisation, en l’étendant au domaine de l’énergie. Avec plusieurs législations, elle applique progressivement les principes de concurrence au secteur de l’électricité, remettant en question la position dominante des opérateurs historiques, à l’image d’EDF en France ou Enel en Italie, souvent constitués en monopoles publics.
- 1990 : adoption des deux premières directives concernant l’électricité. La première vise à assurer une transparence sur le prix au consommateur, la seconde à soutenir le transport d’électricité entre Etats européens, même lorsqu’ils ne sont pas voisins.
- 1996 : adoption de la première directive sur la libéralisation du secteur de l’électricité. Après quatre années de négociations, l’UE acte l’ouverture à la concurrence dans les domaines de la production et de la fourniture.
- 2003 : une directive approfondit l’ouverture à la concurrence. Depuis 2007, tous les Européens peuvent choisir leur fournisseur d’électricité.
- 2009 : une directive précise la séparation des activités de transport et de distribution des entreprises du secteur.
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2 commentaires
article intéressant et clair pour un sujet assez compliqué pour le citoyen lambda. merci
Il est URGENT de découpler le prix du NUCLEAIRE de celui du GAZ et du Charbon et de relancer le Nucléaire en Allemagne pour mettre fin au chantage de POUTINE avec son GAZ .