Marché de l’électricité : une mécanique dépassée face à l’urgence climatique

Depuis les années 1990, les pays européens s’efforcent d’accroître la place des énergies renouvelables dans leur mix électrique. En témoigne leur évolution au sein de l’Union européenne, où la proportion d’électricité issue de l’éolien, du solaire et de l’hydro est passée de 16% en 1990 à 36% en 2021. L’objectif est d’atteindre 45% en 2050, mais qu’ils soient technologiques, administratifs ou politiques, les défis restent nombreux. Notamment, celui lié à la structure du marché de l’électricité, qui, dans sa forme actuelle, rend impossible une production entièrement verte.

Pourquoi le marché est Européen (et pas simplement Suisse) ?

Avant de comprendre pourquoi il n’est pas favorable aux renouvelables, il faut comprendre comment il fonctionne. L’électricité est difficile à stocker, il est indispensable de maintenir en permanence un équilibre entre ce qui est produit et ce qui est consommé. Pour faciliter cet équilibre, les pays d’Europe ont progressivement interconnecté leurs réseaux électriques car plus un marché est grand, plus il est tolérant aux variations. Cette interconnexion a donné naissance à un marché commun, où l’électricité s’échange à un prix unique. Il est donc possible aujourd’hui, dans la théorie, pour un barrage valaisan de vendre sa production électrique à une usine de voiture à Karlsruhe. Bien que dans les faits, le réseau ressemble plus à une quarantaine de sous-réseaux interconnectés qu’un grand réseau central (Figure 1).

Figure 1 : Carte des sous-réseaux à prix unique

L’électricité peut être produite par une grande variété de moyens (barrages, panneaux solaires, éoliennes, centrales à gaz, etc.) chacun avec des coûts très différents.

Pour organiser cette diversité, on distingue deux grandes familles, les centrales pilotables et non-pilotables. Une centrale est dite pilotable lorsqu’on peut ajuster sa production en fonction des besoins du moment. C’est le cas des centrales à gaz, au charbon ou au fioul, qu’on peut allumer ou éteindre rapidement. À l’inverse, les énergies renouvelables comme le solaire ou l’éolien ne sont pas pilotables : leur production dépend des conditions météo, et ne peut pas être contrôlée. Il faut en permanence des centrales pilotables prêtes à répondre à une variation de la demande.

Afin de garantir la disponibilité, le prix de l’électricité est calculé à partir du coût variable de la centrale la plus onéreuse encore nécessaire pour équilibrer l’offre et la demande (figure 2). En général, il s’agit d’une centrale à gaz, ce qui crée une forte corrélation entre le prix du gaz et celui de l’électricité en Europe.

Figure 2 : Classement des centrales par coûts variables

Lorsque les énergies éoliennes et solaires génèrent beaucoup d’électricité, leur caractère non pilotable empêche de réguler leur production. Si elles deviennent suffisantes pour remplacer le gaz, cela entraîne une baisse des prix sur le marché de l’électricité. Car elles produisent de l’électricité sans coût variable : une fois installées, produire un kilowattheure supplémentaire ne coûte presque rien. Ce phénomène porte un nom : l’effet de cannibalisation.

On peut déjà observer ce phénomène aujourd’hui. Ainsi, en 2024, le prix de l’électricité est tombé à zéro à 4 388 reprises dans un sous-réseau (figure 1), soit presque le double qu’en 2023 (2 442 fois). Bien que plusieurs facteurs puissent expliquer cette situation, comme une faible demande ou un manque de capacité de transfert avec les autres sous-réseaux, l’effet de cannibalisation reste l’une des principales causes.

Pour le consommateur, cela pourrait sembler une bonne nouvelle : une électricité plus verte et moins chère. Mais du point de vue des producteurs, la situation est plus complexe. Les centrales à énergies renouvelables nécessitent un investissement initial important : elles sont intensives en capitaux, car la majeure partie des coûts est engagée dès la construction. Pour rentabiliser ce coût de départ, les investisseurs ont besoin de garanties sur la stabilité des prix à long terme. Or, avec l’effet de cannibalisation, les prix de l’électricité ont tendance à baisser durablement, ce qui rend ces investissements plus risqués. En théorie, cette dynamique pourrait même encourager la construction de centrales thermiques fonctionnant avec des combustibles moins coûteux que le gaz (comme le charbon). Toutefois, cette tendance ne se vérifie pas pour l’instant.

Conçu à une époque où les énergies renouvelables étaient encore marginales, le modèle actuel montre ses limites. Pour permettre une augmentation des énergies vertes, il devient important que le marché envoie des signaux économiques clairs, en créant des incitations financières qui encouragent les producteurs à décarboner leur électricité.

Quelles sont les solutions ?

La transition énergétique transforme progressivement le mix électrique : nous passons de centrales à coûts principalement variables (comme les centrales à gaz ou à charbon) vers des installations à coûts fixes élevés, comme l’éolien, le solaire ou l’hydroélectrique. Dans ce contexte, une solution évidente consisterait à fixer le prix de l’électricité non plus sur les coûts variables, mais sur l’amortissement des coûts fixes. Cependant, contrairement aux énergies fossiles, dont les prix sont établis sur des marchés (gaz, pétrole, charbon), il est beaucoup plus difficile d’évaluer précisément les coûts fixes d’une centrale solaire ou éolienne. De plus, une déclaration exagérée de ces coûts est plus difficile à détecter, ce qui complique la transparence du système.

Dans une autre mesure, un marché entièrement libéralisé, basé uniquement sur la loi de l’offre et de la demande, pourrait alors entraîner des risques de coupures en période de tension, et inciter au recours accru aux centrales thermiques, au détriment des énergies renouvelables.

Pour résoudre ce problème sans bouleverser le fonctionnement du marché, les gouvernements européens ont tendance à encourager les contrats à long terme entre distributeurs et producteurs. Ces accords, conclus en dehors du marché de court terme, permettraient de protéger les agents contre les fluctuations de prix. Cependant, de nombreux chercheurs défendent une approche plus interventionniste : il s’agirait de garantir aux producteurs un revenu stable en fixant un prix de référence. L’électricité continuerait d’être vendue aux distributeurs selon le mécanisme actuel, mais les profits réalisés au-dessus du prix de référence seraient reversés à une institution publique. Inversement, en cas de prix inférieur au seuil fixé, cette même institution compenserait les pertes des producteurs (Figure 3). Dans les deux cas, l’objectif est le même : assurer une stabilité des revenus à long terme, afin de sécuriser les investissements dans les énergies renouvelables.

Figure 3 : Mécanisme de compensation des fluctuations

Puisqu’il est difficile d’adapter la production d’électricité à la demande en temps réel, pourquoi ne pas envisager l’inverse : adapter la demande à la production ?

Deux grandes pistes peuvent être explorées pour cela : le stockage de l’électricité et l’utilisation flexible, qui consiste à moduler certaines consommations en fonction de la disponibilité de l’énergie sur le réseau.

En ce qui concerne le stockage, le principal obstacle est d’ordre technologique : à ce jour, nous ne savons pas stocker l’électricité de manière réellement efficiente. Les batteries, bien qu’en constante amélioration, restent trop coûteuses et ne sont pas encore adaptées à un usage à grande échelle pour assurer l’équilibre du réseau. Une solution souvent évoquée consiste à utiliser l’électricité excédentaire produite par les centrales solaires du sud de l’Europe pour pomper de l’eau dans les barrages alpins, ces derniers jouant alors le rôle de vastes réservoirs d’énergie. L’eau ainsi stockée pourrait être turbinée plus tard, lorsque la demande en électricité augmente. Mais cette solution se heurte à de nombreux défis. En été, par exemple, la production solaire est à son maximum, tandis que la demande en électricité est relativement faible. Or, c’est aussi la période où les ressources en eau sont souvent au plus bas, ce qui limite les capacités de pompage. À cela s’ajoutent des contraintes environnementales : les barrages doivent respecter des normes strictes sur l’évacuation de l’eau afin de préserver les écosystèmes, ce qui réduit leur marge de manœuvre.

Une autre piste consiste à utiliser cette électricité excédentaire pour produire de l’hydrogène. Ce gaz peut être obtenu assez simplement à partir d’eau et d’électricité grâce à un procédé appelé électrolyse. Une fois produit, l’hydrogène peut servir de source d’énergie pour le transport, le chauffage ou encore certaines industries lourdes. Cependant, cette solution reste encore peu développée. Les technologies actuelles ne sont pas suffisamment matures pour un déploiement à grande échelle, et la production d’hydrogène vert, c’est-à-dire issue d’électricité renouvelable, reste aujourd’hui peu rentable sur le plan économique.

L’effet de cannibalisation met en lumière les limites d’un marché conçu pour un autre temps. Si l’Europe veut réellement réussir sa transition énergétique, elle devra repenser en profondeur ses mécanismes de fixation des prix et créer un cadre plus favorable aux spécificités des énergies renouvelables.

Arno Bruderer