Différences de prix de l'électricité entre pays de l'Europe, la faute aux capacités d'interconnexion limitées entre pays ?Il y a eu un article intéressant hier de La Tribune, sur les différences de prix de l'électricité en Europe, en particulier entre la France et l'Allemagne, où le prix serait supérieur d'environ 30 € le MWh par rapport à la France. Et la faute est mise sur le compte de capacités d'interconnexions trop limitées entre la Franc et l'Allemagne. En effet, l'Europe étant un marché unique pour l’électrifié, on devrait avoir peu ou prou les mêmes prix partout.
Cette analyse me parait un peu simpliste, car avec le choix dans beaucoup de pays, comme l'Allemagne (mais peut-être plus encore les Pays-Bas...), de développer surtout les énergies renouvelables, de nature intermittente, tout le monde produit en journée, surtout quand il y a du soleil, et il y a surproduction, que l'on peine à exporter ailleurs, et par contre, la nuit, des pays comme l'Allemagne, qui, si le vent n'est pas assez fort, doivent alors compter sur leur production pilotable à base de charbon et de gaz, mais insuffisante, et doivent alors importer de pays comme la France, où le nucléaire est toujours dominant. Mais donc là, on est plutôt en sous-production, et les marchés de gros augmentent et passent les 100 € le MWh.
Aujourd'hui encore, fin de semaine, et jour ensoleillé, les prix ont été négatifs en milieu de journée, et remontés pour certains à plus de 100 € le soir (voir ci dessous).
Prix de l’électricité : pourquoi l’écart se creuse entre la France et l’Allemagne
En avril, les prix de gros de l’électricité en Allemagne étaient supérieurs de 30 euros par mégawattheure (MWh) en moyenne à ceux enregistrés en France. Un écart significatif, qui s’explique entre autres par une situation « extrêmement tendue » au niveau des interconnexions entre l'Est de l'Hexagone et les pays limitrophes, selon RTE. Mais pas que : alors même que ce problème technique devrait être rapidement résolu, le marché anticipe d’importantes disparités dans les prochaines années. Preuve que le marché européen de l’électricité n’est pas un bloc unique. Décryptage.
Marine Godelier - 10 Mai 2024, 16:44
C'est un poncif de cette nouvelle campagne des élections européennes : sur le Vieux continent, il n'existerait qu'un marché « unique » de l'électricité, qui fonctionnerait de la même manière pour l'intégralité des Etats membres. En raison d'une « indexation aux cours du gaz », les prix convergeraient donc partout, quel que soit le mix énergétique de chacun des pays. Une « règle » imposée par Bruxelles qui ferait monter les enchères en France, forcée de subir les choix de son voisin allemand, lequel a décidé de sortir du nucléaire et de s'appuyer davantage sur le gaz fossile pour générer son courant.
Pourtant, la réalité ne colle pas totalement avec ce récit : depuis plusieurs semaines, les prix de l'électricité sur le marché de gros européens révèlent d'importantes disparités. En avril, les prix allemands étaient même supérieurs de 30 euros par mégawattheure (MWh) en moyenne à ceux enregistrés en France. Et ce n'est pas tout : « L'an prochain, le marché anticipe un gros écart de prix entre les deux pays, d'au moins 10 euros par MWh », note un trader de l'énergie ayant requis l'anonymat. Par exemple, le 7 mai, un MWh acheté pour une livraison en 2026 se vendait 79 euros par MWh outre-Rhin...contre 61 euros/MWh dans l'Hexagone.
A court terme, une situation « extrêmement tendue » aux frontières
Car dans les faits, il subsiste des marchés distincts entre pays. « Il existe bien des interconnexions entre Etats membres qui favorisent une convergence des cours, mais elles ne sont pas sans limites. Il arrive régulièrement qu'elles soient saturées, et le marché l'anticipe en raisonnant par zones de prix », souligne Nicolas Goldberg, senior manager Energie chez Colombus Consulting.
Or, depuis le mois de mars, on observe d'importantes congestions aux frontières entre l'Est de la France et les pays limitrophes, provoquées par des restrictions sur le réseau français. Une « situation exceptionnelle » et « extrêmement tendue », selon une note envoyée fin avril par le gestionnaire français du réseau de transport d'électricité RTE, lequel a dû « appliquer des réductions de capacités aux frontières afin de garantir la sûreté du système électrique ». Ce qui expliquerait, en partie, ces divergences.
« RTE ne communique pas beaucoup là-dessus, en-dehors de ce communiqué très sibyllin », commente l'économiste spécialiste du marché de l'énergie Jacques Percebois.
A la suite de cette note de marché, le régulateur de l'énergie belge, la Creg, a d'ailleurs demandé à son homologue français une « évaluation conjointe » à propos des restrictions « massives » des capacités d'exportation d'électricité de la France vers ses voisins européens, regrettant que « trop peu d'informations sont actuellement connues sur les raisons sous-jacentes de ces réductions de capacité ». Et ce, alors que ces échanges sont « cruciaux » pour les prix de l'électricité de gros dans un marché « couplé et intégré » comme en Europe.
La France en surcapacité électrique
Mais concrètement, en quoi cela tire-t-il les prix de l'Hexagone à la baisse, et ceux de l'Allemagne et de la Belgique à la hausse ? D'abord, malgré la crise subie ces dernières années, la France traverse en ce moment une période de surproduction électrique. La raison : des barrages remplis, un socle renouvelable au rendez-vous et une disponibilité du parc nucléaire en hausse. Si bien que le pays est exportateur net, et qu'il n'a pas besoin de faire appel à des centrales à gaz, souvent coûteuses, pour répondre à l'équilibre offre-demande. « Le système est actuellement surcapacitaire, donc beaucoup moins adossé au prix marginal du gaz puisque la production de base décarbonée est plus abondante », précise Nicolas Goldberg.
Ce qui n'est pas forcément le cas de certains de ses voisins, qui ne bénéficient, donc, pas pleinement de cette surproduction. « Si nous exportons moins vers l'Allemagne ou la Belgique, cela signifie que ce surplus est vendu sur le marché français », explique Jacques Percebois. Ce qui fait mécaniquement baisser le prix de gros dans le pays. Au point que début avril, la France a même connu un épisode de prix négatifs.
Sur le long terme, des raisons avant tout physiques
Cependant, ces congestions exceptionnelles ne peuvent pas expliquer à elles seuls les écarts, notamment sur l'achat d'électricité pour livraison en 2025, 2026 et 2027. « RTE annonce que la situation tendue devrait encore s'observer en août, septembre et octobre, mais que ce sera très passager », souligne Jacques Percebois. Pour les ventes à terme, la raison se trouve donc ailleurs.
Et plus précisément dans le mix énergétique de chaque Etat. Pour cause : en-dehors de cet épisode exceptionnel de restriction, les échanges aux frontières entre pays resteront toujours soumis à des limites techniques. Or, « les acteurs de marché anticipent plus de surcapacités en France qu'en Allemagne. Ce qui paraît cohérent, sur le papier, puisque l'Hexagone ne va pas fermer beaucoup de moyens de production. Contrairement à l'Allemagne qui est sortie de l'atome et veut faire de même pour le charbon », précise Nicolas Goldberg.
« A cet égard, ce sont les choix de chacun sur le nucléaire qui jouent beaucoup sur les cours : les opérateurs anticipent que cette source d'énergie remontera fortement en France, tandis qu'on ne peut plus compter sur ça outre-Rhin », ajoute Jacques Percebois.
Primes de risque
Or, en plus d'être décarboné, le nucléaire est en partie « pilotable », c'est-à-dire que sa production peut être modulée quelles que soient la météo (hors conditions extrêmes). Ce qui n'est pas le cas du photovoltaïque et de l'éolien, sur lesquels l'Allemagne compte massivement pour effectuer sa transition, puisque leur contribution varie en fonction du vent et du soleil. « Berlin ne dispose plus d'un socle pilotable et bas carbone. Le marché ajoute donc une prime de risque, car l'intermittence des renouvelables entraîne une forte volatilité des prix », complète Jacques Percebois.
Certes, le pays peut compter sur le gaz, dont il ne prévoit pas de sortir de sitôt. Mais voilà : avec la guerre en Ukraine et la chute des volumes livrés par gazoduc depuis la Russie, le marché du gaz restera, lui aussi, durablement volatil. « Il faut de plus en plus compter sur le gaz naturel liquéfié acheminé par navire des quatre coins du monde plutôt que celui transporté par tuyaux. Cela ajoute une autre prime de risque [liée à la géopolitique, entre autres, ndlr] », souligne Nicolas Goldberg.
Enfin, pour ne rien arranger, « il est possible que les marchés anticipent un renforcement des marchés carbone d'ici aux prochaines années », pointe le consultant. En effet, l'Union européenne prévoit de réformer son système d'allocation de droits à polluer, afin d'en durcir les contours. Dans ces conditions, le gaz, et donc par ricochet l'électricité issue de cette source d'énergie fossile, serait donc encore plus cher. Au risque de creuser durablement l'écart entre les prix français et allemands ? Une chose est sûre : alors que, selon une récente enquête d'EY, Berlin est durement touchée par la chute des investissements étrangers, les inquiétudes concernant sa sécurité énergétique n'y sont pas pour rien.https://www.latribune.fr/climat/energie-environnement/prix-de-l-electricite-pourquoi-l-ecart-se-creuse-entre-la-france-et-l-allemagne-997236.htmlOn voit aussi ci-dessous que les prix de gros ont été de -65 € le MWh aujourd'hui à 13h en Hollande, pour remonter à 108 € le MWh à 20h. Or la capacité de production en Hollande est très élevée en solaire, et beaucoup moins en éolien, alors qu'ils sont sur les rives de la mer du Nord (voir en dessous)...
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