Coûts marginaux · Glossaire

Les coûts marginaux sont les coûts supplémentaires qui apparaissent lorsqu'une installation produit une unité d'électricité de plus. Sur le marché de l'électricité, cette unité est le plus souvent un mégawattheure supplémentaire, et les coûts sont exprimés en euros par mégawattheure (€/MWh). Pour une centrale à gaz, il s'agit surtout des coûts de combustible, des coûts des quotas de CO₂ et des coûts d'exploitation variables, par exemple l'usure liée à la consommation et les produits auxiliaires. Dans le secteur de l'énergie, les coûts marginaux à court terme sont donc souvent assimilés aux coûts variables. Pour les éoliennes et les installations solaires, ils sont proches de zéro, car il n'est pas nécessaire d'acheter du combustible pour un kilowattheure supplémentaire.

La notion ne décrit donc pas l'ensemble des coûts d'une installation de production d'électricité. Les coûts de construction, le financement, les loyers de terrain, la planification, le raccordement au réseau, le personnel, les contrats de maintenance ou les coûts de démantèlement existent toujours, même s'ils n'apparaissent pas dans les coûts marginaux à court terme. Les coûts marginaux répondent à une question plus étroite : combien coûte-t-il de plus de faire produire un peu plus d'électricité à cette installation maintenant, à condition qu'elle soit techniquement disponible et que la source d'énergie soit disponible ?

C'est précisément cette délimitation qui rend la notion si importante dans le système électrique. La production et la consommation doivent coïncider à chaque instant, soit grâce aux centrales, soit grâce au stockage. Pour l'appel des centrales à court terme, ce qui compte n'est donc pas d'abord quelle installation est la moins chère sur sa durée de vie. Ce qui est déterminant, c'est quelle installation disponible peut fournir le prochain mégawattheure nécessaire au moindre coût. C'est précisément là que les coûts marginaux jouent leur rôle dans la merit order.

Un exemple de calcul

Un calcul simplifié avec des valeurs d'exemple montre comment se composent les coûts marginaux d'une centrale à gaz. Il ne s'agit pas de prix de marché actuels. Supposons que le gaz naturel coûte 35 €/MWh thermique et que la centrale ait un rendement électrique de 55 pour cent. Pour un mégawattheure d'électricité, il faut alors environ 1,82 MWh de gaz, soit environ 64 € de coûts de combustible. La combustion du gaz naturel libère grosso modo 0,2 tonne de CO₂ par MWh thermique. Par MWh d'électricité, cela représente environ 0,36 tonne, soit environ 25 € avec un prix du CO₂ de 70 €/t. Avec quelques euros de coûts d'exploitation variables, on obtient des coûts marginaux d'environ 90 €/MWh. Si le prix du gaz ou du CO₂ augmente, les coûts marginaux augmentent presque proportionnellement. Une centrale plus ancienne, au rendement moins bon, réagit encore plus fortement.

Les coûts du CO₂ entrent aussi dans les coûts marginaux lorsqu'un exploitant a reçu auparavant des quotas gratuitement. Un quota qui n'est pas utilisé pour la propre production pourrait être vendu. Sa valeur de marché constitue donc une composante de coût d'opportunité de la production d'électricité.

Coûts marginaux, coûts moyens et coûts de production de l'électricité

Les coûts marginaux sont souvent confondus avec les coûts moyens ou les coûts de production de l'électricité (LCOE). Les coûts moyens répartissent l'ensemble des coûts d'une installation sur la quantité d'électricité produite. Les coûts de production de l'électricité sont généralement les coûts actualisés, moyennés sur la durée de vie, par mégawattheure. Les deux grandeurs conviennent pour comparer des investissements. Elles disent toutefois peu de choses sur l'installation qui est appelée pendant un quart d'heure ou une heure donnés.

Une centrale à charbon amortie peut avoir de faibles coûts de capital et pourtant des coûts marginaux élevés lorsque le combustible et le CO₂ sont chers. Une nouvelle installation photovoltaïque a des coûts d'investissement initiaux élevés, mais des coûts marginaux très faibles en fonctionnement courant. Un stockage par batterie n'a pas besoin de combustible. Ses coûts marginaux dépendent toutefois de la valeur de l'électricité stockée auparavant, ainsi que des pertes de rendement, du vieillissement dû aux cycles de charge et de la possibilité de décharger plus tard à un prix plus élevé.

Il faut aussi bien délimiter les coûts fixes. Ils existent que l'installation produise ou non pendant une heure donnée. Les coûts marginaux ne naissent que de la production supplémentaire. Pour la décision d'appel à court terme, les coûts fixes ne sont généralement pas déterminants, alors qu'ils le sont pour les investissements et la sécurité d'approvisionnement. Un marché qui classe à court terme selon les coûts marginaux a donc besoin d'un cadre permettant aussi de financer les capacités rarement utilisées.

Rôle dans la formation des prix sur le marché de l'électricité

L'électricité est négociée en gros sur plusieurs segments de marché : par des contrats à terme de long terme, de gré à gré et en bourse. Le marché day-ahead est particulièrement visible. Dans l'UE, les marchés day-ahead nationaux sont reliés par le couplage commun des marchés SDAC. Depuis le jour de livraison du 1er octobre 2025, les prix y sont déterminés par intervalles de 15 minutes et non plus heure par heure. Les offreurs soumettent des offres qui, sur un marché concurrentiel, devraient s'orienter sur leurs coûts marginaux. La demande est couverte par les offres disponibles les moins chères. Dans la procédure de prix unique (pay-as-cleared), toutes les quantités retenues reçoivent le même prix d'équilibre du marché.

On dit souvent, de manière abrégée, que la centrale la plus chère fixe le prix de l'électricité. Plus exactement : la dernière unité nécessaire pour couvrir la demande détermine le prix dans la zone de prix et la période de négociation concernées. On parle aussi de centrale marginale. Cette unité peut être une centrale à gaz ou à charbon, un stockage, une demande flexible ou, en cas de pénurie, aussi une offre exprimant la valeur de la demande non livrée ou reportée. Le prix n'évalue donc aucune technologie. Il résulte des offres disponibles classées et de la demande correspondante, les capacités de transport entre les zones de prix étant également prises en compte.

Que tous les offreurs retenus reçoivent le même prix est voulu. En situation de concurrence parfaite, il est avantageux pour un petit offreur de proposer approximativement ses coûts marginaux réels. Une offre plus élevée accroît le risque de ne pas être retenu. Une offre plus basse ne réduit pas le prix versé, mais peut entraîner des pertes si le marché s'équilibre en dessous de ses propres coûts. Les installations dont les coûts marginaux sont inférieurs à ceux de la centrale marginale dégagent une différence, la marge de contribution. Elles doivent en couvrir leurs coûts fixes. En pratique, cet idéal est limité par le pouvoir de marché, les erreurs de prévision, les charges minimales techniques, les coûts de démarrage et les comportements stratégiques. Le principe des coûts marginaux explique néanmoins pourquoi le prix de l'électricité à court terme réagit si fortement aux prix des combustibles, aux prix du CO₂, à la disponibilité des centrales et à l'injection d'énergies renouvelables. Cela s'est clairement vu en 2022, lorsque des prix du gaz fortement en hausse ont fait monter les coûts marginaux des centrales à gaz et, par là, les prix de gros.

La formation des prix a des limites techniques. Sur le marché day-ahead européen s'appliquent des prix maximaux et minimaux harmonisés. La valeur de référence est de +4 000 €/MWh et de −500 €/MWh. Le plafond est relevé automatiquement selon des règles fixées lorsque les prix s'en approchent de façon répétée.

Pourquoi de faibles coûts marginaux ne signifient pas de faibles coûts totaux

Les éoliennes et les installations solaires ont, en exploitation, des coûts marginaux très faibles. Elles déplacent la merit order vers la droite et font baisser le prix de bourse pendant les heures de forte injection d'énergies renouvelables. C'est ce que l'on appelle l'effet de merit order. En cas d'injection très élevée et de faible demande, les prix peuvent tomber à zéro ou devenir négatifs. L'électricité n'a alors pas, physiquement, de valeur négative. Les prix négatifs montrent plutôt que, dans cette situation, réduire la production, augmenter la consommation, stocker l'électricité ou la transporter vers d'autres régions entraîne des coûts ou des obstacles techniques. Une raison en est l'existence de dispositifs de soutien ou de modèles contractuels dans lesquels les installations obtiennent des recettes même lorsque les prix sont négatifs. Une autre tient aux installations qui continuent de fonctionner en raison de la fourniture de chaleur ou de services système.

De faibles coûts marginaux des installations renouvelables ne signifient pas non plus qu'un système électrique fondé sur les énergies renouvelables puisse fonctionner gratuitement. Les installations, les réseaux, les stockages, les charges pilotables, les capacités de réserve, les techniques de mesure et de communication et les services système doivent être financés. Les coûts marginaux font comprendre pourquoi les énergies renouvelables peuvent faire baisser le prix de marché à court terme. Ils n'expliquent pas à eux seuls quels coûts résultent d'un système électrique fiable, géographiquement équilibré et fonctionnel à tout moment.

Il en découle une interprétation erronée fréquente dans les débats sur les prix de l'électricité. Un prix de bourse bas pendant de nombreuses heures n'entraîne pas automatiquement un prix de l'électricité des ménages correspondamment bas. Les prix pour les clients finals comprennent des tarifs d'utilisation du réseau, des taxes et redevances, des prélèvements, des impôts, des coûts de commercialisation, des stratégies d'approvisionnement et des marges de risque. De plus, les fournisseurs achètent une grande partie de leur électricité par des contrats à terme et de fourniture, et non au prix spot du moment. Les coûts marginaux sur le marché de gros se répercutent donc bien sur la facture d'électricité, mais seulement avec un décalage et par ces étapes intermédiaires.

Limites techniques du principe des coûts marginaux

Les centrales ne se règlent pas à volonté. De nombreuses installations ont une charge minimale, des temps de démarrage, des vitesses de rampe limitées, un rendement dépendant de la charge et des coûts d'usure. Une centrale à gaz déjà en fonctionnement a d'autres coûts marginaux que la même centrale avant le démarrage, car les coûts de démarrage restent encore à venir. Une centrale à charbon peut continuer à fonctionner malgré des prix temporairement bas si l'arrêt et le redémarrage coûteraient plus cher. Dans la cogénération s'ajoute, comme contrainte, la fourniture de chaleur. Les centrales hydroélectriques doivent tenir compte des apports, des niveaux de stockage, des exigences écologiques et de la valeur future de l'eau.

Pour les stockages, une valeur d'opportunité remplace les coûts de combustible classiques. Celui qui décharge un stockage maintenant ne peut plus vendre la même énergie plus tard ni l'utiliser pour soutenir le réseau. Les coûts marginaux pertinents dépendent donc des prix futurs attendus, des pertes techniques et d'autres possibilités d'utilisation. Il en va de même pour la demande flexible, par exemple les électrolyseurs, les pompes à chaleur avec ballons tampons ou les processus industriels. Des prix bas peuvent y inciter à consommer davantage d'électricité si la consommation peut techniquement être déplacée.

C'est pourquoi la notion est étroitement liée à la flexibilité. Plus la production d'électricité dépend de la météo, plus il importe que la consommation, les stockages et la production pilotable réagissent aux signaux de prix et aux conditions du réseau. La résolution plus fine de 15 minutes sur le marché day-ahead doit mieux refléter de telles fluctuations au sein d'une heure. Les coûts marginaux ne déterminent alors pas seulement quelle centrale fonctionne. Ils contribuent aussi à décider si l'électricité est stockée, consommée, écrêtée ou remplacée par une autre technologie.

Coûts marginaux, pénurie et sécurité d'approvisionnement

Dans un système électrique comptant de nombreuses installations à faibles coûts marginaux, les prix de marché peuvent rester bas longtemps et monter très haut pendant quelques heures. Les prix élevés en situation de pénurie ne reflètent pas simplement des coûts de combustible élevés. Ils peuvent indiquer que la puissance garantie disponible est rare ou que la demande flexible ne peut être réduite qu'à coût élevé. De tels pics de prix doivent créer des incitations à investir et à exploiter, par exemple pour des stockages, des charges flexibles, des centrales de réserve ou une production renouvelable sécurisée par le stockage et le pilotage.

La suffisance de ces signaux de prix dépend des règles de marché et du cadre politique. Les plafonds de prix, les mécanismes de capacité, les exigences de réserve, la gestion des congestions et les interventions politiques modifient les recettes et les risques des installations. Les coûts marginaux expliquent l'appel à court terme, mais ne résolvent pas automatiquement le financement à long terme de la capacité. La sécurité d'approvisionnement dépend de la disponibilité d'un nombre suffisant d'installations, de stockages, de réseaux et de consommateurs flexibles lorsqu'on en a besoin.

Une autre délimitation concerne les congestions du réseau. Dans une zone de prix unique, le prix de bourse fait comme si l'électricité était disponible partout de la même manière au sein de la zone. Physiquement, le transport peut toutefois être limité. Les gestionnaires de réseau doivent alors replanifier des centrales, écrêter l'injection ou recourir au redispatching. Les coûts marginaux de production ne sont alors qu'une partie des coûts réels de l'exploitation du système. Qu'un mégawattheure bon marché arrive aussi là où il est nécessaire dépend de la localisation, de la capacité du réseau et des conditions de raccordement.

Conclusion

Les coûts marginaux désignent précisément les coûts supplémentaires à court terme d'une quantité d'électricité en plus. Ils expliquent l'ordre d'appel de nombreuses installations et un mécanisme central de la formation des prix en bourse. Ils ne remplacent toutefois ni un calcul en coûts complets, ni une analyse d'investissement, ni la planification du réseau, ni l'évaluation de la sécurité d'approvisionnement. Qui veut comprendre les prix de l'électricité, l'appel des centrales ou l'effet des énergies renouvelables doit distinguer : s'agit-il du prochain mégawattheure ou des coûts d'un système électrique durablement fiable ?

Sources

EU electricity trading in the day-ahead markets becomes more dynamic — Europäische Kommission, GD Energie; 2025-10-01. Nachrichtenmeldung, gesamter Text
ACER Decision 02/2026 on the harmonised maximum and minimum clearing prices for single day-ahead coupling – Annex I — Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER); 2026 (genaues Datum unbekannt). Annex I, Art. 3 und Art. 4
EWI Merit-Order-Analyse November 2022 — Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI); 2022-11. Analyse zu Brennstoff- und CO₂-Preisen und Grenzkosten konventioneller Kraftwerke
Wissenschaftliche Dienste WD 5 - 3000 - 121/22 zur Strompreisbildung — Deutscher Bundestag, Wissenschaftliche Dienste; 2022 (genaues Datum unbekannt). Abschnitte zu Großhandelspreis, Grenzkraftwerk und Endverbraucherpreis
Die Gewinnmitnahmen deutscher Stromerzeuger in der zweiten Phase des EU-Emissionshandelssystems — Öko-Institut; 2008. Einleitende Abschnitte zu Grenzkosten und Einpreisung der CO₂-Kosten

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Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05