Marché « energy-only » · Glossaire

Un marché « energy-only » est une conception de marché de l'électricité dans laquelle on échange et on rémunère avant tout l'énergie électrique effectivement livrée ou soutirée. Ce qui est rémunéré, c'est le mégawattheure d'électricité. La simple disponibilité à fournir de la puissance à un moment ultérieur n'est pas payée. Une centrale gagne de l'argent lorsqu'elle vend de l'électricité. Un stockage gagne de l'argent lorsqu'il absorbe de l'électricité à bas prix et la restitue plus tard à un prix plus élevé. Un consommateur flexible en profite lorsqu'il déplace sa consommation vers des heures bon marché ou la réduit pendant les heures chères.

La différence entre énergie et puissance est fondamentale. Le mégawattheure (MWh) est une quantité d'énergie. Le mégawatt (MW) décrit en revanche la capacité de produire, de stocker, d'injecter ou de consommer de l'électricité à un instant donné. Une comparaison aide : un marché peut échanger efficacement un très grand nombre de mégawattheures sur l'année, tout comme une conduite d'eau livre beaucoup d'eau sur l'année. Pourtant, pendant quelques heures critiques, le débit peut manquer, c'est-à-dire la puissance disponible de manière fiable. C'est précisément là que se situe le débat sur le marché « energy-only ».

Formation des prix

Dans le marché « energy-only », les installations gagnent leur revenu surtout via les prix de gros, par exemple sur le marché day-ahead et dans le négoce intraday. Les prix se forment au sein d'une zone de dépôt des offres à partir de l'offre et de la demande. Les installations aux coûts à court terme faibles sont appelées en premier, les plus chères suivent lorsque la demande augmente. Cet ordre s'appelle la merit order. Lorsque la production éolienne et solaire est abondante, les prix peuvent devenir très bas, voire négatifs. En cas de forte demande, de faible injection d'origine renouvelable et de capacités flexibles limitées, ils peuvent fortement augmenter.

En Allemagne, ce principe est ancré dans la loi. Selon le § 1a, alinéa 1, de la loi sur l'industrie énergétique (Energiewirtschaftsgesetz, EnWG), le prix de l'électricité se forme librement sur le marché selon des principes de concurrence. Le niveau des prix de gros n'est pas limité par la réglementation. Cela n'exclut pas les limites de prix techniques du couplage européen des marchés. Selon la méthodologie de l'ACER, le plafond de référence dans le négoce day-ahead unifié (SDAC) est de +4 000 euros par MWh et le plancher de −500 euros par MWh. Lorsque les prix atteignent le plafond, celui-ci est relevé automatiquement de 500 euros par MWh à chaque fois. Dans le négoce intraday européen (SIDC), les limites sont de ±9 999 euros par MWh. Ces valeurs ne constituent pas un plafonnement politique des prix de rareté. Ce sont des garde-fous techniques fixés si haut qu'ils ne doivent s'appliquer que rarement en pratique.

Rémunération de l'énergie et mise à disposition de puissance

« Energy-only » ne signifie pas que rien d'autre que la vente d'électricité ne serait réglé. Les gestionnaires de réseau de transport se procurent de l'énergie de réglage afin de compenser les écarts à court terme entre production et consommation. Par le redispatching, ils adaptent l'injection des installations pour des raisons de réseau. Les responsables d'équilibre doivent respecter leurs programmes de marche, faute de quoi ils paient de l'énergie d'équilibrage. En Allemagne, il existe en outre des réserves hors marché, comme la réserve de réseau. Ces éléments ne font toutefois pas du marché « energy-only » un marché de capacité généralisé.

Dans le marché de capacité, la disponibilité de puissance garantie est rémunérée en plus. Les installations reçoivent de l'argent parce qu'elles sont prêtes dans les situations critiques, même si elles ne livrent pas d'électricité pendant une heure donnée. En contrepartie, elles doivent fournir de manière démontrable la puissance promise aux moments pertinents. La réserve stratégique fonctionne différemment : les installations y sont maintenues en dehors du marché normal et ne sont mobilisées que dans des situations d'urgence définies. Les marchés de capacité et les réserves sont regroupés sous le terme de mécanismes de capacité. L'approche « energy-only » pure, elle, mise sur le fait que des prix élevés en situation de rareté donnent une incitation suffisante à maintenir disponibles des centrales, des stockages et de la demande flexible.

Cette distinction détermine les revenus que les investisseurs peuvent attendre, les risques qu'ils supportent et la manière dont les coûts parviennent aux consommateurs : par les prix de marché ou par des prélèvements. Dans le marché « energy-only », les exploitants supportent le risque que les prix de rareté surviennent trop rarement. Avec un mécanisme de capacité, une partie de ce risque est répartie par des paiements organisés administrativement.

Prix de rareté et problème du « missing money »

Un marché « energy-only » a besoin de prix de rareté. Lorsque la puissance garantie devient rare, les prix doivent pouvoir monter suffisamment pour que les installations rarement utilisées couvrent leurs coûts fixes. Cela concerne les turbines à gaz, la gestion de la charge et les stockages, qui ne sont nécessaires que pendant quelques heures par an. Leur rentabilité repose sur peu de revenus, mais élevés.

Lorsque ces revenus ne suffisent pas, on parle du problème du « missing money ». Plusieurs causes sont possibles :

Des limites de prix techniques ou administratives trop basses écrêtent les prix de rareté les plus élevés.
Des interventions politiques prélèvent après coup les prix élevés ou les atténuent.
De nombreux tarifs ne répercutent pas les prix de gros. C'est pourquoi la demande réagit à peine aux signaux de prix horaires.
Les investisseurs doutent que des prix très élevés soient acceptés politiquement en situation de tension. Cette incertitude réglementaire freine les investissements.

Ce qui compte, ce n'est pas tant une heure de prix élevé isolée que la fiabilité de l'anticipation. Celui qui construit une installation qui ne fonctionne que quelques heures par an doit évaluer au préalable si ces heures seront effectivement bien rémunérées. Si les acteurs du marché s'attendent à ce que les prix de rareté soient plafonnés ou remis en cause politiquement, l'incitation à investir diminue. Formellement, on reste alors dans un marché « energy-only », mais ses signaux de prix sont affaiblis.

Importance pour la sécurité d'approvisionnement

Pour la sécurité d'approvisionnement, la quantité annuelle d'électricité ne suffit pas. Ce qui compte, c'est de savoir si, à chaque heure, assez de puissance est disponible : produite, issue de stockages, importée ou obtenue par renoncement à la consommation. Les heures à charge élevée, avec peu d'électricité éolienne et solaire, des importations limitées ou des congestions de réseau, par exemple lors d'une Dunkelflaute (période sombre et sans vent), sont particulièrement tendues.

Le marché « energy-only » réagit à de telles situations par les prix. Des prix élevés doivent réduire la demande, décharger les stockages, attirer des importations et amener sur le marché toutes les centrales disponibles. Cela ne fonctionne que si les signaux de prix parviennent aux acteurs. Si les ménages, les commerces ou l'industrie ne voient que des tarifs rigides, beaucoup de flexibilité reste inutilisée. D'autres ressources, souvent plus chères, doivent alors combler l'écart.

Avec davantage d'électricité éolienne et solaire, le rôle du marché change. Les installations renouvelables ont des coûts marginaux à court terme faibles ; c'est pourquoi les prix baissent pendant les heures de forte injection. Les heures à charge résiduelle élevée, c'est-à-dire à forte demande après déduction de la production renouvelable fluctuante, gagnent en valeur. Le marché doit alors surtout valoriser la flexibilité temporelle. Cela comprend les batteries de stockage, les charges déplaçables des pompes à chaleur, l'électrolyse, l'adaptation de la charge industrielle et la recharge pilotée des véhicules électriques.

Situation en Allemagne en 2026

Pendant de nombreuses années, le marché allemand de l'électricité a été considéré comme un marché « energy-only », complété par des réserves hors marché. Cela change en 2026. Le 9 juillet 2026, le Bundestag a adopté la loi visant à garantir la sécurité d'approvisionnement en électricité et à mettre à disposition de nouvelles capacités (StromVKG) dans la version modifiée par la commission des affaires économiques. La loi introduit un marché de capacité limité dans un premier temps à l'année cible 2031. Selon le projet de loi, un marché de capacité complet doit suivre à partir de 2032, qui doit être réglé par une loi distincte.

Selon le rapport du Bundestag, deux appels d'offres de 4,5 gigawatts chacun sont prévus pour 2026, le 8 septembre et le 29 décembre. Ils s'adressent à des installations capables de livrer de l'électricité en continu sur une longue durée. Une autre enchère de 2 gigawatts doit suivre en mai 2027, à laquelle des batteries de stockage pourront aussi participer. Les nouvelles centrales à gaz doivent être aptes à fonctionner à l'hydrogène et être exploitées de manière climatiquement neutre à partir de 2045. Le marché de gros de l'énergie subsiste donc. Mais il ne misera plus uniquement sur le fait que les prix de rareté financent suffisamment de puissance garantie.

Malentendus courants

Un malentendu fréquent consiste à penser qu'un marché « energy-only » avec beaucoup de production renouvelable garantirait des prix de l'électricité bas. Des prix bas pendant de nombreuses heures sont possibles. Mais ils ne résolvent pas automatiquement le financement des installations qui ne sont nécessaires que pendant quelques heures chères. Leurs coûts doivent être couverts par ces rares heures de revenus ou par des mécanismes complémentaires.

Tout aussi imprécise est l'idée que des prix élevés seraient toujours une défaillance du marché. Dans de véritables situations de rareté, des prix élevés sont un signal voulu : une production supplémentaire, la décharge de stockages, le renoncement à la consommation ou les importations ont alors une valeur particulière. Les prix élevés sont problématiques lorsqu'ils résultent d'un pouvoir de marché, d'une concurrence faible, de règles défectueuses ou d'un manque de transparence.

« Energy-only » ne signifie pas non plus que l'État reste en retrait. Les marchés de l'électricité suivent toujours des règles. Les zones de dépôt des offres, les règles d'équilibrage, les limites de prix techniques, les régimes de soutien, les réserves, la surveillance du marché et le couplage européen des marchés façonnent la formation des prix. La vraie question est de savoir quels signaux de rareté et d'investissement les règles choisies produisent.

Enfin, la frontière avec l'exploitation du réseau est souvent brouillée. Le marché de gros traite une zone de dépôt des offres comme si l'électricité pouvait y être transportée sans congestion. Les gestionnaires de réseau résolvent ensuite les congestions physiques, par exemple par le redispatching. Un prix de gros élevé ou bas ne dit donc rien sur le caractère suffisant du réseau en un point donné. La rareté de marché et la rareté de réseau sont des phénomènes distincts, même s'ils peuvent se renforcer mutuellement.

Mise en perspective

La question centrale du débat est la suivante : les signaux de prix seuls peuvent-ils financer assez de puissance garantie et de flexibilité ? Les partisans soulignent l'efficacité des décisions de dispatching, des signaux neutres sur le plan technologique et une représentation transparente de la rareté. Les critiques doutent que des prix rares et très élevés soient politiquement soutenables et suffisamment fiables pour les investisseurs. Les deux camps s'appuient sur des hypothèses concernant les limites de prix, la demande flexible, le pouvoir de marché, les risques d'investissement et le niveau souhaité de sécurité d'approvisionnement.

L'électrification aggrave cette question. Les pompes à chaleur, la mobilité électrique, l'électrolyse et les procédés industriels électriques augmentent la demande d'électricité, mais apportent aussi de nouvelles flexibilités. Cette flexibilité ne peut être utilisée que si le comptage, les tarifs, la pilotabilité et les règles de marché permettent des réactions dépendant du temps. Le terme de marché « energy-only » ne décrit donc pas un système électrique complet, mais le cœur d'un régime de rémunération : l'énergie est payée sur le marché, la puissance garantie ne l'est pas automatiquement. Que cela suffise dépend des règles relatives aux prix de rareté, de la réaction de la demande, de la crédibilité de la politique et de l'interaction avec l'exploitation du réseau, les réserves et les mécanismes de capacité.

Sources

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) § 1a Grundsätze des Strommarktes — Bundesministerium der Justiz / gesetze-im-internet.de; unbekannt (aktuelle Fassung). § 1a Abs. 1
Bundestag beschließt Sicherung der Stromversorgung (StromVKG) — Deutscher Bundestag; 2026-07-09. Abschnitte 'Bundestag beschließt Sicherung der Stromversorgung', 'Gesetzentwurf der Bundesregierung' und 'Finanzielle Anreize für Investitionen'
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 (genaues Datum unbekannt). Art. 3 und Art. 4
CACM regulation – Harmonized max and min clearing prices — Nord Pool; unbekannt. Abschnitt 'Harmonized max and min clearing prices'
Drucksache 21/6279: Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten — Deutscher Bundestag / Bundesregierung; 2026-06-08. A. Problem und Ziel; § 1

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:46