Le prix de gros de l’électricité en France atteint 212 €/MWh en moyenne ce vendredi 16 octobre, la journée la plus chère des trente derniers jours. En cause : une semaine presque sans vent, au moment où la consommation remonte avec les premiers froids. Pour les industriels dont le contrat suit le marché spot, c’est le signal qu’il faut regarder de près les heures de production.
Plan de l'article
Que s’est-il passé sur le marché cette semaine ? #
Les prix publiés chaque jour par la bourse EPEX Spot pour le lendemain ont grimpé tout au long de la semaine. Selon le relevé quotidien de Selectra, la moyenne était déjà de 191 €/MWh mercredi 14 octobre, en hausse de 12,8 % sur la veille, avec un pic à 296 €/MWh à 19 h. Jeudi, elle s’est maintenue autour de 189 €/MWh.
Vendredi 16 octobre, la barre des 200 euros est franchie : 212 €/MWh en moyenne, un minimum de 164 €/MWh à 13 h et un maximum de 269 €/MWh à 8 h, d’après le relevé du 16 octobre. C’est environ 40 % au-dessus de la moyenne des trente derniers jours, et aucune heure n’est passée à zéro ou en négatif.
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Pourquoi l’absence de vent pèse autant #
Le nucléaire reste la colonne vertébrale du système : il a assuré environ 71 % de la production vendredi depuis minuit. Mais ce sont les moyens d’appoint qui fixent le prix à la marge. Quand les éoliennes tournent, elles poussent les centrales les plus coûteuses hors du marché. Quand elles s’arrêtent, il faut rappeler le gaz.
Les chiffres de la semaine sont parlants. La production éolienne de jeudi n’a atteint que 59 GWh, contre 244 GWh le jeudi précédent, soit une chute d’environ trois quarts. Entre minuit et 14 h vendredi, les centrales à gaz ont produit 46 GWh, contre 8,4 GWh sur la même plage le vendredi précédent. Ces données, issues des relevés provisoires de RTE (eCO2mix), sont reprises dans le relevé quotidien.
Une consommation qui remonte avec l’automne
Côté demande, la consommation française a atteint 1 078 GWh jeudi, et RTE en prévoyait 1 071 GWh pour vendredi. Mercredi, le gestionnaire du réseau anticipait une pointe de 51,1 GW à 19 h 30. Ce sont des niveaux typiques de la mi-octobre : le chauffage commence à tourner le matin et le soir, alors que le solaire décroche dès la fin d’après-midi.
Le solaire dessine désormais la courbe des prix #
Le détail horaire montre un profil devenu habituel. Vendredi, le solaire a culminé à 12,5 GW entre 13 h et 14 h, exactement à l’heure du prix le plus bas. À 8 h, il ne fournissait que 0,4 GW, et le gaz 4,7 GW : c’est l’heure la plus chère de la journée.
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Mercredi, l’écart était encore plus net. Les heures les moins chères allaient de 2 h à 5 h et de 11 h à 17 h, tandis que les créneaux de 7 h à 10 h et de 18 h à 23 h dépassaient la moyenne d’au moins 15 %. Pour un site industriel, la différence entre le creux et le pic de la même journée a atteint 200 €/MWh.
La France reste dans la moyenne européenne #
La hausse n’est pas française. Sur les onze marchés européens suivis dans le relevé du 16 octobre, la France se classe au sixième rang, avec la Pologne la moins chère à 157 €/MWh et l’Italie la plus chère à 235 €/MWh. Le pays reste exportateur net : 189 GWh vendus à ses voisins vendredi depuis minuit.
Le mix français conserve aussi son avantage carbone. La part bas-carbone de la production atteignait 94 % vendredi, pour une intensité de 33 g de CO2 par kWh, selon les mêmes données.
Ce que les industriels peuvent en tirer #
Ces prix de gros ne se retrouvent pas tels quels sur toutes les factures. Les contrats à prix fixe, ou indexés sur des produits à terme, amortissent les à-coups d’une semaine. En revanche, les sites dont une partie de l’approvisionnement suit le prix spot les ressentent immédiatement, heure par heure.
Le premier levier est le déplacement de charge. Les procédés qui peuvent être décalés, comme la recharge d’engins, le pompage, la production de froid ou certains broyages, ont tout intérêt à se concentrer en milieu de journée quand le solaire est abondant, ou la nuit. Éviter les créneaux de 7 h à 10 h et de 18 h à 23 h suffit souvent à gommer une bonne partie de la hausse.
Le second levier est la flexibilité rémunérée. RTE et les agrégateurs paient les consommateurs capables de réduire leur puissance lors des pointes, via les mécanismes d’effacement. Une semaine comme celle-ci, où le système dépend du gaz aux heures de pointe, illustre l’intérêt de ces dispositifs, dont Connaissance des Énergies détaille le fonctionnement.
Un répit attendu ce week-end
Le prix fixé pour samedi 17 octobre redescend à 139 €/MWh en moyenne, en baisse de plus d’un tiers, avec un creux à 19 €/MWh à 15 h. La baisse de la consommation du week-end y est pour beaucoup. La suite dépendra surtout du retour du vent dans les prévisions météo de la semaine prochaine.
Questions fréquentes #
Qu’est-ce que le prix spot de l’électricité ?
C’est le prix fixé chaque jour, heure par heure, pour l’électricité livrée le lendemain sur la bourse EPEX Spot. Il sert de référence aux contrats indexés et donne le pouls du système électrique.
Pourquoi le prix baisse-t-il en milieu de journée ?
Parce que la production solaire est maximale entre midi et 15 h. Elle remplace les moyens plus coûteux, comme le gaz, qui reviennent le matin et le soir.
Ma facture va-t-elle augmenter tout de suite ?
Seulement si votre contrat suit le prix spot. Les offres à prix fixe ou indexées sur les marchés à terme ne répercutent pas directement une semaine de hausse.
