Marché de l'énergie seule (Energy Only Market, EOM) · Glossaire

Un Energy Only Market, en abrégé EOM, est un modèle de marché de l'électricité dans lequel les fournisseurs tirent l'essentiel de leurs revenus de l'énergie électrique vendue. Ce qui est payé, c'est la quantité d'électricité livrée, généralement en mégawattheures. Dans un marché de l'énergie seule pur, il n'existe aucun paiement distinct pour la simple mise à disposition d'une puissance garantie, comme le prévoit un marché de capacité. Les centrales, les stockages, les consommateurs flexibles et les autres acteurs doivent donc couvrir leurs coûts fixes, leurs coûts d'exploitation et leurs investissements par les prix de l'énergie. Pour cela, ils recourent aux opérations sur le marché à terme, aux marchés spot à court terme et à la gestion des risques.

Énergie et puissance : la grandeur rémunérée

L'unité centrale est le mégawattheure en tant que quantité d'énergie. Les prix sont le plus souvent exprimés en euros par mégawattheure. Il faut en distinguer la puissance, mesurée en mégawatts. Elle décrit la quantité d'électricité qui peut être fournie ou prélevée à un instant donné. Exemple : une centrale à gaz de 100 mégawatts qui ne fonctionne que 50 heures par an ne vend que 5 000 mégawattheures. Pendant les heures critiques, elle met toutefois 100 mégawatts à disposition. Dans l'EOM, elle ne reçoit aucun paiement de capacité pour les quelque 8 700 autres heures de disponibilité opérationnelle. Elle doit couvrir ses coûts par les revenus des heures de fonctionnement ou se protéger par des contrats. Une restriction s'applique aussi dans l'EOM : celui qui réserve de la puissance de réglage pour le gestionnaire de réseau de transport est rémunéré pour cette réserve. Il s'agit d'un service système lié à l'exploitation du réseau et non d'une rémunération générale de la capacité.

Formation des prix et signaux de rareté

Dans l'EOM, les prix se forment en fonction de la rareté. Lorsque beaucoup de production à faibles coûts variables est disponible, par exemple d'origine éolienne et photovoltaïque, les prix de gros baissent. Lorsque la demande est élevée et que la production pilotable se raréfie, ils augmentent. Un prix de rareté ne reflète alors pas seulement les coûts de combustible. Il indique la valeur de l'électricité à un moment où le système n'a presque plus de réserves libres. Ces pics de prix doivent signaler que la puissance flexible supplémentaire, les stockages, le report de charge et les contrats de couverture deviennent économiquement précieux.

Ce principe est ancré juridiquement dans l'UE et en Allemagne. Selon l'article 10 du règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité, il n'existe ni plafond ni plancher pour le prix de gros de l'électricité. Les gestionnaires de réseau de transport ne doivent prendre aucune mesure visant à modifier les prix de gros. Seules sont admises des limites techniques harmonisées d'offre des bourses de l'électricité. Elles ne doivent pas entraver inutilement les échanges et augmentent selon un mécanisme automatique lorsqu'elles risquent d'être atteintes. En Allemagne, l'article 1a, alinéa 1, de l'EnWG (loi sur l'industrie énergétique) dispose que le prix de l'électricité se forme librement sur le marché selon des principes de concurrence. Le niveau des prix de gros n'y est pas limité sur le plan réglementaire.

Pour les enchères day-ahead couplées à l'échelle européenne, une décision de l'ACER de 2026 fixe des valeurs de référence de plus 4 000 et moins 500 euros par mégawattheure. Lorsque les prix atteignent certains seuils de déclenchement, le plafond est relevé par paliers de 500 euros et le plancher abaissé par paliers de 100 euros. Les valeurs en vigueur peuvent donc s'écarter des valeurs de référence. Pour le négoce intrajournalier, des limites propres, nettement plus larges, s'appliquent.

Distinction par rapport au marché de capacité

La différence avec le marché de capacité tient à la grandeur rémunérée. Dans le marché de capacité, la disponibilité de puissance est expressément payée. En contrepartie, les fournisseurs doivent être démontrablement disponibles dans des situations définies. Un EOM mise en revanche sur la formation des prix, les marchés contractuels et des acteurs qui gèrent eux-mêmes les risques de rareté. Entre ces deux pôles existent d'autres formes de mécanisme de capacité. Un exemple est la réserve stratégique : elle est maintenue en dehors du marché ordinaire et n'est engagée que dans des situations exceptionnelles. Pour de telles réserves, le règlement européen prescrit que les écarts de périmètre d'équilibre soient réglés, dans les intervalles de règlement de leur engagement, au moins à la valeur du consentement à payer pour le maintien de l'approvisionnement. La réserve ne doit ainsi pas diluer le signal de rareté. Si la puissance de réserve était régulièrement utilisée pour atténuer les prix, l'EOM perdrait une partie de son effet.

Cette distinction est souvent employée de manière imprécise. Même un marché fondé sur le principe de l'énergie seule dispose d'un système de périmètres d'équilibre et d'énergie d'ajustement. S'y ajoutent l'énergie de réglage, la réserve de réseau, le redispatching, les conditions techniques de raccordement et la surveillance par les autorités. La notion répond avant tout à une question : la capacité de production et de flexibilité garantie est-elle financée par les revenus de l'énergie ou par une rémunération de capacité supplémentaire ? Les marchés réels de l'électricité sont rarement des cas purs de manuel.

Situation actuelle en Allemagne

En 2016, l'Allemagne a opté, avec la loi sur le marché de l'électricité (Strommarktgesetz), pour un marché de l'énergie seule perfectionné, complété par des réserves en dehors du marché. L'article 1a de l'EnWG date également de cette époque. Cette situation a profondément changé en 2026. La loi sur la sécurité d'approvisionnement en électricité et la capacité (Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz, StromVKG) est entrée en vigueur le 22 juillet 2026 selon le gouvernement fédéral et introduit un marché de capacité. Celui-ci rémunère les fournisseurs dès la mise à disposition de puissance et couvre d'abord l'année cible 2031. Des appels d'offres portant au total sur onze gigawatts de capacité pilotable sont prévus, d'autres tours devant suivre en 2027 et 2029. Un marché de capacité complet à partir de 2032 et les détails du financement, par exemple par un éventuel prélèvement à partir de 2031, doivent être réglés dans une autre loi, attendue vraisemblablement en 2027. Le marché de gros reste ainsi un marché à formation libre des prix. Pour l'Allemagne, le modèle global ne peut toutefois plus être décrit comme un EOM pur.

Pourquoi la distribution des prix est déterminante

L'électricité doit être équilibrée physiquement à chaque instant. Le quart d'heure est ici la grille de règlement pour les périmètres d'équilibre et les produits négociés, et non la durée de l'équilibrage physique. Les écarts de l'ordre de quelques secondes ou minutes sont absorbés par l'énergie de réglage. Avec la part croissante de production dépendante de la météo, la tâche économique change. Il ne suffit pas de produire assez d'énergie en moyenne annuelle. Il faut des ressources disponibles lorsque le vent et le soleil ne suffisent pas ou que la charge résiduelle augmente rapidement.

Pour l'effet d'un EOM sur l'investissement, ce qui compte est donc la distribution des prix sur l'année, et pas seulement la quantité échangée. Un stockage gagne de l'argent grâce aux écarts de prix entre les heures d'excédent et les heures de rareté. Un site industriel flexible en profite s'il peut déplacer son soutirage hors des heures chères. Une centrale de pointe rarement sollicitée peut être rentable si ses quelques heures de fonctionnement génèrent des revenus élevés. Si les prix de rareté sont plafonnés ou si les investisseurs s'attendent à de telles interventions, ce calcul ne tient plus.

Missing money et sécurité d'approvisionnement

C'est ici qu'intervient le problème du « missing money ». Il désigne la crainte que les prix de l'énergie ne suffisent pas à financer les capacités nécessaires à la sécurité d'approvisionnement. Les causes possibles sont les plafonds de prix, les interventions en situation de rareté, une flexibilité insuffisante côté demande, l'incertitude réglementaire et l'attente de mesures de sauvetage étatiques. Celui qui suppose que des prix extrêmes ne seront pas admis en cas de crise investit moins souvent dans des installations dont le modèle économique repose précisément sur ces heures. Le règlement européen décrit les prix de rareté sans plafond comme un moyen permettant aux fournisseurs de couvrir leurs coûts sur le marché de gros. Il ne prévoit les mécanismes de capacité que comme instrument subsidiaire.

L'équation « EOM signifie approvisionnement incertain » est néanmoins trop grossière. La sécurité d'approvisionnement ne dépend pas uniquement du modèle de marché. Elle résulte du parc de centrales, du développement du réseau, des possibilités d'importation, des stockages, de la flexibilité de la demande, de la qualité des prévisions, des concepts de réserve et de responsabilités clairement définies.

Prix bas et prix négatifs

Les prix négatifs ne signifient pas automatiquement que le marché défaille. Ils montrent qu'à un moment donné, davantage de production à faibles coûts marginaux est disponible que ce qui est demandé. Ou bien ils apparaissent parce que des installations continuent de fonctionner en raison de règles de soutien, d'une puissance minimale technique ou de l'extraction de chaleur. Les prix négatifs peuvent inciter à la flexibilité, par exemple la charge de stockages, l'électrolyse ou une consommation déplacée. Ils deviennent problématiques lorsque des mécanismes de soutien récompensent la production indépendamment de la valeur de l'électricité et faussent ainsi les signaux de prix.

Énergies renouvelables et marchés à terme

Les installations éoliennes et solaires ont de faibles coûts variables et font baisser le prix de gros pendant de nombreuses heures. Leurs revenus dépendent donc de plus en plus de la valeur de marché de leur profil d'injection. Plus des installations similaires injectent simultanément, plus le prix baisse durant ces heures. Cela récompense la dispersion géographique, les stockages, la commercialisation directe, la demande flexible et un dimensionnement des installations qui ne vise pas uniquement la production annuelle maximale. Les instruments de soutien peuvent renforcer, atténuer ou en partie masquer ces signaux.

L'EOM ne se limite en outre pas au marché spot, même si c'est là que se forment les prix les plus visibles. De nombreuses quantités sont couvertes bien en amont par des contrats de livraison, des futures et d'autres instruments sur le marché à terme. Ces contrats lissent les fluctuations de prix sans les éliminer. Ils déplacent les risques entre les acteurs. Un fournisseur ayant des clients à prix fixe se couvre contre des coûts d'approvisionnement élevés. L'exploitant d'installations flexibles peut stabiliser ses revenus par des contrats à long terme.

Mise en perspective

Le débat sur l'EOM mêle souvent deux questions. Première question : comment l'électricité est-elle utilisée efficacement à court terme ? Seconde question : comment des capacités suffisantes se constituent-elles à long terme ? Pour l'ordre d'appel à court terme, la formation des prix selon les coûts variables convient bien. Pour les investissements dans des installations rarement utilisées, ce qui compte, ce sont des règles crédibles, une répartition judicieuse des risques et un accès ouvert au marché. Employé avec précision, l'EOM ne désigne pas un système électrique complet. Il est une réponse déterminée à la question du financement des ressources garanties et flexibles : c'est surtout l'énergie livrée qui est payée. La disponibilité n'est rémunérée que si elle se traduit dans les prix de marché, les contrats ou des mécanismes complémentaires clairement délimités. Qu'un système soit sûr, économique et compatible avec le climat dépend en outre des congestions de réseau, des réserves, des règles de soutien, des prix du CO₂, des autorisations et de la flexibilité réellement disponible.

Sources

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) § 1a Grundsätze des Strommarktes — Bundesministerium der Justiz / gesetze-im-internet.de; unbekannt. § 1a Abs. 1
Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt, konsolidierte Fassung — Europäische Union, EUR-Lex; 2024-07-16. Art. 10 Abs. 1–5; Erwägungsgründe zu Knappheitspreisen; Vorgaben zur strategischen Reserve
ACER Decision 02/2026, Annex I: Harmonised maximum and minimum clearing prices for single day-ahead coupling — Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER); 2026. Art. 3 und Art. 4
Für eine verlässliche Stromversorgung – auch in Zukunft (Fragen und Antworten zum StromVKG) — Presse- und Informationsamt der Bundesregierung; 2026-09-03. Abschnitte „Was regelt das neue Gesetz?“ und „Wie werden die neuen Kraftwerke … finanziert?“
Bundestag beschließt Sicherung der Stromversorgung — Deutscher Bundestag; 2026. Textarchiv KW 28/2026, Drucksachen 21/6279, 21/6563, 21/6998

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:46