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Energie : comment fonctionne le marché européen de l’électricité ?

Face à l’explosion des prix de l’énergie, la Commission européenne a annoncé qu’elle préparait “une réforme structurelle” du marché européen de l’électricité. Elle répond ainsi à une demande de plusieurs Etats membres de l’UE dont la France, pour rendre les prix de l’électricité moins dépendants de ceux du gaz. Explications.

L'électricité peut se vendre sur des bourses, comme EPEX SPOT
L’électricité peut se vendre sur des bourses, comme EPEX SPOT - Crédits : FroYo92 / iStock

Hausse des prix de l’énergie, incertitudes sur les importations de gaz russe… Face à la crise énergétique que connaît l’Europe, Paris, Madrid ou encore Athènes appellent depuis plusieurs mois à une réforme du marché européen de l’électricité. Ils avaient fait face en décembre à une levée de boucliers de plusieurs pays, essentiellement nordiques.

Mais ces derniers jours, l’Allemagne et la Commission européenne semblent avoir effectué un revirement sur le sujet. “La montée en flèche des prix de l’électricité expose les limites de l’organisation actuelle de notre marché de l’électricité”, a finalement estimé la présidente de l’exécutif européen Ursula von der Leyen le 29 août. “C’est pourquoi nous travaillons à une intervention d’urgence et à une réforme structurelle du marché européen de l’électricité”, a-t-elle ajouté.

Les chiffres sont en effet spectaculaires. Le prix de gros (que paient notamment les fournisseurs aux producteurs) pour l’électricité qui sera livrée en 2023 a franchi vendredi 26 août 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.

Illustration de la formation des prix de l'électricité sur le marché européen
Illustration de la formation des prix de l’électricité sur le marché européen, d’après Engie et ACE Energie. Le prix de l’éolien “suit” par exemple le prix de la dernière centrale productrice, ici à gaz - Crédits : Toute l’Europe

Un marché 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, 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.

Les lacunes du système actuel

C’est bien la fixation du prix par la dernière centrale appelée qui est dans le viseur de Paris et d’autres capitales européennes. “Il y a une urgence absolue à découpler le prix de l’électricité du prix du gaz”, s’alarmait fin août le ministre français de l’Economie Bruno Le Maire. Car les coûts de production des centrales nucléaires, eux, sont restés stables : en théorie, les consommateurs français pourraient alors 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.

Au printemps dernier, le président français avait ainsi pourfendu les “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. Un mode de fonctionnement dont profite aussi actuellement EDF en France, en raison du faible coût de production du nucléaire. 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”, nuance toutefois Clara Hubert. “Les producteurs se financent principalement avec des aides d’Etats 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”. Même si les sommes dues aux pouvoirs publics par les producteurs d’énergie éolienne ou solaire sont plafonnées dans de nombreux contrats.

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 Carole Mathieu. Tandis qu’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.

L’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) avait estimé dans un rapport d’avril 2022 que “la crise énergétique actuelle [était] essentiellement un choc sur le prix du gaz” et que le marché en lui-même n’en était “pas responsable”. Et l’ACER de conseiller aux Etats membres de réduire leur consommation de gaz.

Tout en partageant les conclusions du rapport de l’ACER, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) en France pointe cependant deux écueils du système actuel : “ce marché ne délivre pas aujourd’hui une visibilité suffisante à long terme et la question de la protection des consommateurs contre les périodes de prix élevés reste posée”.

Mesures d’urgence et recherche d’une réforme

Le problème à ce stade, c’est l’absence de proposition alternative”, relève Carole Mathieu. De fait, l’Union européenne tend pour l’instant vers des interventions d’urgence et temporaires plutôt que vers une réforme structurelle du marché européen de l’électricité. Et ce afin d’abaisser les coûts de production, donc in fine le prix du MWh.

Le 9 septembre, les ministres européens de l’Energie réunis à Bruxelles se sont notamment mis d’accord sur un plafonnement provisoire du prix du gaz et la création d’une “contribution de solidarité” appliquée aux entreprises du secteur des énergies fossiles qui réalisent des “surprofits”. L’Espagne et le Portugal ont pour leur part déjà imposé un plafond au prix du gaz utilisé pour la production d’électricité. Les représentants des Etats membres ont également soutenu un plafond de revenus pour les producteurs qui vendent une énergie à bas coût (renouvelables, nucléaire…) au prix déterminé par celui du gaz… et qui réalisent là aussi des bénéfices importants.

A plus long terme, une des pistes possibles, discutée au Royaume-Uni et proposée cet été par la Grèce, est de scinder le marché en deux. Un premier marché regrouperait les moyens de production “verts” et bas-carbone. S’il ne couvrait pas toute la demande, on ferait appel à un second marché distinct qui regrouperait les énergies fossiles. L’idée serait ensuite d’agréger ces deux blocs dans le prix final payé par le consommateur (par exemple une moyenne des deux), au lieu qu’il soit déterminé par le coût de production le plus cher. Reste à savoir qui paierait pour la différence entre le prix vendu par le producteur et les coûts de production de son électricité.

Entre les baisses d’approvisionnement en gaz russe, la faible disponibilité du parc nucléaire français et la baisse de la production hydroélectrique, l’Union européenne entre dans cette saison automne-hiver en cumulant les difficultés sur sa sécurité énergétique. Un point positif dans cette situation : les réserves souterraines de gaz européennes ont été remplies à près de 83 % de leur capacité, ce qui assure un approvisionnement de l’UE pour les prochains mois. “Nous ferons tout ce qui est nécessaire pour aider nos citoyens et nos entreprises”, a prévenu le 9 septembre le ministre tchèque de l’Industrie Jozef Síkela, dont le pays assure la présidence du Conseil de l’UE. Il prévoit de convoquer une nouvelle réunion d’urgence du Conseil Energie avant la fin du mois de septembre afin d’adopter les mesures qui doivent être précisées pas la Commission européenne.

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1 commentaire

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    Marc RETSIN

    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 .