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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Baseload et Peakload

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Baseload et Peakload sont des produits standardisés du négoce d'électricité. Ils déterminent pendant quelles heures une puissance constante est livrée ou réglée financièrement. Le Baseload (bande de base) couvre toutes les heures d'une période de livraison, par exemple un jour, une semaine, un mois, un trimestre ou une année. Le Peakload (bande de pointe) ne couvre qu'un bloc horaire journalier défini. Pour les futures allemands sur l'électricité de la bourse de l'énergie EEX, il s'agit de la période de 8 h à 20 h tous les jours du lundi au vendredi. Selon le libellé de la spécification du contrat, les jours fériés tombant un jour ouvrable font donc aussi partie du bloc Peak. D'autres marchés, des contrats de gré à gré et des variantes de produits peuvent utiliser des plages horaires différentes. C'est toujours le règlement applicable qui fait foi.

Ces termes décrivent donc des profils de livraison. Ils ne disent rien de centrales particulières ni des propriétés physiques du système électrique. Outre Base et Peak, il existe d'autres blocs standard, par exemple Off-Peak. L'Off-Peak couvre les heures en dehors du bloc Peak, soit de 0 h à 8 h et de 20 h à 24 h les jours ouvrables, ainsi que tout le week-end. Base correspond ainsi à la somme de Peak et d'Off-Peak.

Puissance, énergie et exemple de calcul

Pour bien comprendre, il faut distinguer puissance et énergie. La puissance en mégawatts (MW) indique quelle quantité d'électricité circule à un instant donné. La quantité d'énergie en mégawattheures (MWh) résulte de la puissance multipliée par le temps. L'EEX calcule ainsi le volume du contrat : nombre d'heures de livraison dans la période de livraison multiplié par la puissance constante convenue. Un jour Base de 1 MW représente normalement 24 MWh. Le jour du passage à l'heure d'été, cela fait 23 MWh, et le jour du retour à l'heure d'hiver, 25 MWh. Un jour Peak représente 12 MWh.

Extrapolé à une année : une année Base de 1 MW représente 8 760 MWh dans une année commune et 8 784 MWh dans une année bissextile. L'heure manquante et l'heure supplémentaire du changement d'heure se compensent au sein de l'année. En revanche, elles ont un effet sur les produits mensuels de mars et d'octobre. Une année Peak de 1 MW contient nettement moins d'heures. L'année 2027 compte 261 jours du lundi au vendredi, soit 261 fois 12, c'est-à-dire 3 132 heures ou 3 132 MWh. La puissance négociée est identique, mais la quantité d'énergie ne représente qu'un bon tiers. Les prix sont indiqués en euros par MWh. La valeur totale d'un contrat résulte du prix, de la puissance et du nombre d'heures.

Distinction par rapport à la charge de base et à la charge de pointe

Le Baseload est souvent assimilé à la charge de base. C'est inexact. La charge de base désigne la partie inférieure, présente en permanence, de la demande dans un profil de charge. Le Baseload, en revanche, est un produit négocié avec une bande uniforme sur toutes les heures. Celui qui achète du Baseload fixe le prix d'une partie de sa consommation attendue. Il n'en découle toutefois ni que l'électricité provient d'une centrale de base déterminée, ni que le système a besoin d'installations fonctionnant en continu à puissance égale.

Il en va de même pour le Peakload et la charge de pointe. La charge de pointe désigne les valeurs de puissance les plus élevées effectivement observées dans une zone de réseau, une exploitation ou un portefeuille. Le Peakload est un bloc horaire fixé à l'avance. La pointe de charge réelle peut s'y situer, mais aussi en dehors, par exemple en début de soirée en hiver après 20 h ou lors de modes de fonctionnement particuliers de l'industrie. Inversement, le bloc Peak contient des heures de faible charge, par exemple les jours fériés en semaine. Le Peakload reflète donc les plages horaires typiques des jours ouvrables, et non chaque pointe réelle.

Règlement financier et rôle dans l'approvisionnement

Sur le marché à terme, les produits Base et Peak sont les principaux éléments de base. L'EEX présente son German Power Future comme le future financier sur l'électricité le plus liquide d'Europe. Ces futures ne sont en règle générale pas livrés physiquement, mais réglés financièrement (cash settlement). La référence est la moyenne des prix day-ahead d'EPEX SPOT pour la zone de marché allemande. Pour l'indice Peak, seules comptent les périodes de livraison entre 8 h et 20 h les jours ouvrables. L'approvisionnement physique s'effectue séparément, par le biais de programmes de marche, de périmètres d'équilibre et du marché spot. Il existe aussi des opérations à terme à exécution physique, par exemple des contrats de gré à gré.

Les fournisseurs d'électricité, les régies municipales (Stadtwerke), l'industrie et les négociants utilisent ces produits pour la couverture, c'est-à-dire la protection des prix de périodes de livraison futures. Comme les produits sont standardisés, ils sont comparables et faciles à négocier. Un profil sur mesure serait moins transparent et généralement plus cher.

La consommation réelle correspond rarement exactement à Base et Peak. Les ménages consomment davantage le matin et le soir, les commerces plutôt en journée, l'industrie selon ses processus. Les acheteurs combinent donc généralement des bandes Base et Peak et compensent le reste à court terme. L'écart restant s'appelle risque de profil ou risque de structure. S'y ajoutent des risques de volume, par exemple liés aux conditions météorologiques, à la production ou aux changements de clients, ainsi que des risques de prix pour les volumes non couverts. Base et Peak réduisent ces risques, mais ne les éliminent pas.

Évolution de la structure des prix sous l'effet de l'éolien et du photovoltaïque

Auparavant, Peak était en général nettement plus cher que Base, car la demande d'électricité était plus forte en journée et des centrales plus coûteuses étaient nécessaires. Avec le développement de l'éolien et du photovoltaïque, ce schéma ne vaut plus de manière fiable. L'EEX décrit des creux de prix plus profonds à midi en raison de l'électricité solaire, des hausses de prix plus abruptes le soir et des écarts croissants entre jours ouvrables et week-ends. Les heures de midi font formellement partie du bloc Peak, mais peuvent être très bon marché. Les heures chères de soirée après 20 h se situent en revanche en dehors. Selon l'appréciation de la bourse, les futures Base et Peak classiques restent des instruments importants. Mais ils n'ont pas été conçus pour ces nouveaux schémas de prix.

Les bourses complètent donc leur offre. À l'EEX, selon l'état de 2026, on trouve pour l'Allemagne et la France notamment les produits suivants :

  • Un bloc Peak élargi de 6 h à 22 h, du lundi au vendredi.

  • Des produits Base week-end pour le samedi et le dimanche.

  • Un bloc solaire de 12 h à 16 h. Selon le site web de l'EEX, il est annoncé pour 2027.

  • Pour l'Espagne, un bloc Peak de 8 h à 20 h, valable du lundi au dimanche.

  • Des futures sur l'écart journalier entre les quarts d'heure les plus chers et les moins chers de l'enchère day-ahead. Ils s'adressent aux exploitants de stockage par batteries.

Un point important apparaît ainsi : un stockage par batteries ne gagne pas sa rémunération sur la différence entre Base et Peak. Il la gagne sur des écarts de prix concrets entre les moments de charge et de décharge, déduction faite des pertes de rendement, des redevances et des taxes. Pour la valorisation de la flexibilité, les prix horaires ou au quart d'heure ainsi que la charge résiduelle comptent donc de plus en plus.

La distinction est également importante pour les contrats d'achat d'électricité (PPA). Un parc éolien ou solaire ne fournit pas de profil Base. Si sa production est malgré tout transformée en une bande fixe, quelqu'un doit compenser la différence. Cela se fait par la gestion de portefeuille, le stockage, la demande flexible ou des achats complémentaires sur le marché, et cela a un prix. Celui qui utilise « Baseload » comme étiquette pour de l'électricité verte disponible en permanence masque ces coûts.

Interprétations erronées typiques

  • « Le système a besoin de Baseload. » Du terme commercial ne découle aucune nécessité technique de centrales fonctionnant en continu. Un système électrique a besoin à tout moment de l'équilibre entre injection et consommation, d'une puissance garantie suffisante, de réserves et de stabilité du réseau. Ces fonctions peuvent être remplies par différentes combinaisons de centrales, de stockages, de flexibilité de la demande, de réseaux et d'importations.

  • « Base est le prix normal, Peak est le supplément. » Cette idée vient d'un marché où une forte demande coïncidait régulièrement avec des coûts marginaux élevés. Aujourd'hui, les prix horaires dépendent fortement de la météo, des prix des combustibles et du CO₂, des congestions du réseau et des disponibilités. Un produit Peak peut donc se situer près du prix Base, voire en dessous.

  • « Les contrats à terme garantissent l'approvisionnement. » Ils couvrent les prix, mais ne garantissent pas la sécurité d'approvisionnement physique. Pour cela, la gestion du périmètre d'équilibre, la disponibilité des centrales et des stockages, l'exploitation du réseau et l'énergie de réglage sont déterminantes. Les futures réglés financièrement ne livrent de toute façon pas d'électricité.

Mise en perspective

L'électricité est un bien lié au temps : le moment de chaque mégawattheure influence sa valeur. Le marché à terme regroupe les heures en blocs négociables. Cela simplifie le négoce et la couverture, mais entraîne des écarts par rapport au besoin réel. Ces écarts doivent être absorbés par les fournisseurs, les responsables de périmètre d'équilibre et les marchés à court terme. Base et Peak sont donc utiles tant que l'on garde à l'esprit ce qu'ils apportent. Ils décrivent des périodes de livraison standardisées et structurent les risques de prix. Ils ne disent toutefois pas quelle centrale produit l'électricité, quand survient la pointe de charge réelle ni si le système est suffisamment flexible.

Sources

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Edited by eCMS on 11.11.2026 15:11

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