SimelSP4 - le marché de l'électricité

Une réplique de l'année 2024 et quelques variantes

niveau de consommation / pour accéder au nucléaire, priorité donnée ou non à la consommation en France / influence du stockage et déstockage / les prix de marché / les quantités exportées / les résultats économiques des différents moyens de production / financer le nucléaire par le produit de la vente ou par l'impôt ? etc.

Ce qui est bien connu est ici analysé et quantifié : l’extrême sensibilité du prix de marché (donc des recettes du nucléaire, de l'éolien, du photovoltaïque, etc.) au volume de consommation, à la variation du climat, .

Ce qui est peut-être moins connu : comment les exportations élèvent ou non le prix sur marché français ; dans quelle mesure le prix de marché permet de financer les investissements du nucléaire ; la sensibilité des résultats à la valeur de l’électricité déclarée par les stockeurs qui, par nature, spéculent ; le coût de production (déduction faite de la valorisation des exportations) qui est légèrement inférieur si l'accès au nucléaire est également ouvert à tous, sans priorité aux résidents en France ; de très grandes différences de prix de marché selon la possibilité réglementaire d’exporter : de 20 €/MWh à 80 €/MWh .

Le prix issu du marché de l’électricité, le « prix spot », n’a aucun rapport avec les dépenses totales de chaque moyen de production ou de stockage. Il faut voir ce marché comme il est : il permet de bien utiliser le potentiel de production et de stockage d’électricité tel qu’il est aujourd’hui. C’est un bon moyen de « dispatching », c’est-à dire d’appeler les moyens de production de façon à répondre à la demande en dépensant le moins possible.

Comment programmer un parc de production efficace, comment choisir les fournisseurs, comment les financer : le marché de l’électricité n’en dit RIEN. On ne devrait donc pas y attacher trop d’importance. Même des moyennes mobiles de ce prix spot sur quelques années ne donnent aucune indication valable sur le choix des investissements à réaliser. Celui-ci relève d’une approche complétement différente[i].

Quoi qu’il en soit, comme le prix de marché sert très souvent de référence – et fait l’objet de nombreux débats -, pour ne pas se contenter d’observer avec déférence ce que « nous révèle le marché », et comme il dépend de décisions politiques d’une façon qui n’est pas toujours très visible, il m’a paru intéressant d’analyser comment il est déterminé dans l’hypothèse où toutes les ventes se feraient à ce prix[ii].

Cette analyse permet de mesurer, entre autres choses, l’effet sur le prix, donc sur les revenus des divers moyens de production et de stockage de quelques facteurs tels que : la capacité des lignes de transport entre la France et l’extérieur (les interconnexions) ; les modalités de calcul du « péage » perçu sur les exportations ; le nombre d’heures par an où, pour répondre à la demande, il faut une électricité pilotable produite à partir de gaz, d’origine fossile ou non ; l’effet d’une augmentation de la consommation d’électricité en France ; la part respective du nucléaire et des productions intermittentes dans le parc de production ; la limite minimale de production horaire des réacteurs nucléaires ; une baisse accidentelle de la disponibilité des réacteurs nucléaires ; la capacité de stockage et les flexibilités de la consommation et de la production hydraulique.

La sensibilité des prix et des revenus à chacun de ces facteurs dont beaucoup sont hors de contrôle et même imprévisibles est telle qu’il est manifestement stupide de considérer que le prix émanant du marché spot puisse guider en quoi que ce soit le choix des investissements.

Par ailleurs, la simulation montre à quel point le prix spot et les revenus du nucléaire sont sensibles à la part du potentiel de production nucléaire réservée à la consommation française. C’est probablement là un des principaux enjeux de ce que sera la politique de l’électricité après la fin de l’ARENH[iii] et de l’obligation de consommer en France l’électricité qui bénéficie de son tarif.

[i] La théorie économique montre que dans le cas d’un marché « parfait », le prix qui émane du marché permet de financer les coûts complets de production. Mieux : si le marché de l’électricité était parfait, dans un parc qui ne serait pas optimal, un moyen de production dont la capacité de production serait excessive serait en déficit et inversement, ce qui aurait pour effet de corriger la structure du parc. Sur un marché soit « parfait », l’information est parfaite durant toute la vie des moyens de production, aucun acteur n’a le pouvoir d’agir sur le marché, il n’y a pas de barrière à l’entrée – ce qui est à l’opposé du système électrique. Marcel Boiteux a eu la bonne idée de fixer des tarifs publics qui se rapprochent autant que possible de ce qu’ils seraient sur un marché parfait.

[ii] A la fin de 2025, le régime de l’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique), sera remplacé par un autre qui, selon toute vraisemblance, se référera au prix de marché.

Retour à la page d'acceuil	Une simulation du marché de l'électricité avec possibilité d'importation et d'exportation Une application à l'année 2024 avec variantes Présentation du logiciel : le fonctionnement de SimelSP4 Application à l'année 2024 Une réplique de ce qui a été observé en 2024 : production, exportation de nucléaire, prix sur le marché français, consommation d'énergie fossile, etc. Etude de variantes et de sensibilité du prix et des résultats économiques à différents paramètres : principaux enseignements ; préambule ; L'étude - version du 18 mai 2025 Application à l'année 2035, échéance de la PPE3, programmation pluriannuelle de l'électricité, sa version au début de 2025 Une réplique, des variantes avec moins de photovoltaïque ; pour l'accès au nucléaire, donner une priorité plus ou moins grande à la consommation française ; le prix sur le marché français ; les revenus qu'il procure aux différents moyens de production ; le coûtde production par le système élecrique déduction faite de la aloriation des exportation ...

L'étude portant sur l'année 2035	Une étude sur le système électrique en 2035 : réplique du projet de PPE du début de 2025 : une analyse et des variantes Une analyse de la formation du prix : la relation entre le marché français et un marché extérieur, l'Europe sans la France : importations et exportations; exportations qui ont ou n'ont pas d'effet sur le prix du marché français Les variantes : 30 GW de photovoltaïque au lieu de 80 GW (haut de la fourchette prévue par la PPE) ; avec ou sans une priorité donnée à la consommation française pour accéder au nucléaire ; la capacité des interconnexions Cette note prolonge une note qui présente une étude faite à partir d’une réplique de ce que l’on a observé en 2024 : voir ici. Les hypothèses et les principaux résultats sont présentés ici : Quelques résultats argumentés et chiffrés - Le prix du marché de l’électricité est trompeur ; il n'est utile que pour employer efficacement les moyens de production tels qu'ils existent ; il ne permet pas de financer exactement les dépenses totales ; il ne donne aucune information sur l'intérêt économique des moyens de production. - Avec un fort développement de l'éolien et du photovoltaïque, les revenus procurés par le marché ne peuvent pas suffire à financer les dépenses de production. - Des réponses à des questions parfois posées et qui ont peu de réponses chiffrées Est-il intéressant du point de vue de l’économie nationale … - de donner à la consommation française une priorité d’accès au nucléaire ? Le prix sur le marché serait inférieur et les dépenses totales seraient à peu près les mêmes ; la sensibilité au prix du gaz serait moindre : pour le détail des hypothèses et des résultats avec ou sans priorité donnée à la consommation française, voir ici ou voir là . - de porter la capacité photovoltaïque à 80 GW au lieu de 30 GW ? Certainement pas. Si une priorité est donnée à la consommation française, le coût serait de 400 €/tCO2 évité ; sinon il serait de 500 €/tCO2, avec une augmentation des émissions françaises et une plus grande diminution dans les pays voisins. Pour le détail des hypothèses et des résultats avec 30 GW de photovoltaïque, avec une priorité à la consommation française voir ici sans cette priorité, voir ici. - de porter la capacité des interconnexions de 20 à 30 GW ? Cela ne sert à rien et est coûteux.- d’appeler le nucléaire avant l’éolien et le photovoltaïque ? Cela stabiliserait la production nucléaire et coûterait moins de 1 €/MWh. L'étude sur l'année 2035

L'étude - version du 18 mai 2025	Une réplique de l'année 2024 et quelques variantes niveau de consommation / pour accéder au nucléaire, priorité donnée ou non à la consommation en France / influence du stockage et déstockage / les prix de marché / les quantités exportées / les résultats économiques des différents moyens de production / financer le nucléaire par le produit de la vente ou par l'impôt ? etc. Principaux enseignements : Ce qui est bien connu est ici analysé et quantifié : l’extrême sensibilité du prix de marché (donc des recettes du nucléaire, de l'éolien, du photovoltaïque, etc.) au volume de consommation, à la variation du climat, . Ce qui est peut-être moins connu : comment les exportations élèvent ou non le prix sur marché français ; dans quelle mesure le prix de marché permet de financer les investissements du nucléaire ; la sensibilité des résultats à la valeur de l’électricité déclarée par les stockeurs qui, par nature, spéculent ; le coût de production (déduction faite de la valorisation des exportations) qui est légèrement inférieur si l'accès au nucléaire est également ouvert à tous, sans priorité aux résidents en France ; de très grandes différences de prix de marché selon la possibilité réglementaire d’exporter : de 20 €/MWh à 80 €/MWh . Préambule : Le prix issu du marché de l’électricité, le « prix spot », n’a aucun rapport avec les dépenses totales de chaque moyen de production ou de stockage. Il faut voir ce marché comme il est : il permet de bien utiliser le potentiel de production et de stockage d’électricité tel qu’il est aujourd’hui. C’est un bon moyen de « dispatching », c’est-à dire d’appeler les moyens de production de façon à répondre à la demande en dépensant le moins possible. Comment programmer un parc de production efficace, comment choisir les fournisseurs, comment les financer : le marché de l’électricité n’en dit RIEN. On ne devrait donc pas y attacher trop d’importance. Même des moyennes mobiles de ce prix spot sur quelques années ne donnent aucune indication valable sur le choix des investissements à réaliser. Celui-ci relève d’une approche complétement différente[i]. Quoi qu’il en soit, comme le prix de marché sert très souvent de référence – et fait l’objet de nombreux débats -, pour ne pas se contenter d’observer avec déférence ce que « nous révèle le marché », et comme il dépend de décisions politiques d’une façon qui n’est pas toujours très visible, il m’a paru intéressant d’analyser comment il est déterminé dans l’hypothèse où toutes les ventes se feraient à ce prix[ii]. Cette analyse permet de mesurer, entre autres choses, l’effet sur le prix, donc sur les revenus des divers moyens de production et de stockage de quelques facteurs tels que : la capacité des lignes de transport entre la France et l’extérieur (les interconnexions) ; les modalités de calcul du « péage » perçu sur les exportations ; le nombre d’heures par an où, pour répondre à la demande, il faut une électricité pilotable produite à partir de gaz, d’origine fossile ou non ; l’effet d’une augmentation de la consommation d’électricité en France ; la part respective du nucléaire et des productions intermittentes dans le parc de production ; la limite minimale de production horaire des réacteurs nucléaires ; une baisse accidentelle de la disponibilité des réacteurs nucléaires ; la capacité de stockage et les flexibilités de la consommation et de la production hydraulique. La sensibilité des prix et des revenus à chacun de ces facteurs dont beaucoup sont hors de contrôle et même imprévisibles est telle qu’il est manifestement stupide de considérer que le prix émanant du marché spot puisse guider en quoi que ce soit le choix des investissements. Par ailleurs, la simulation montre à quel point le prix spot et les revenus du nucléaire sont sensibles à la part du potentiel de production nucléaire réservée à la consommation française. C’est probablement là un des principaux enjeux de ce que sera la politique de l’électricité après la fin de l’ARENH[iii] et de l’obligation de consommer en France l’électricité qui bénéficie de son tarif. L'étude - version du 18 mai 2025 [i] La théorie économique montre que dans le cas d’un marché « parfait », le prix qui émane du marché permet de financer les coûts complets de production. Mieux : si le marché de l’électricité était parfait, dans un parc qui ne serait pas optimal, un moyen de production dont la capacité de production serait excessive serait en déficit et inversement, ce qui aurait pour effet de corriger la structure du parc. Sur un marché soit « parfait », l’information est parfaite durant toute la vie des moyens de production, aucun acteur n’a le pouvoir d’agir sur le marché, il n’y a pas de barrière à l’entrée – ce qui est à l’opposé du système électrique. Marcel Boiteux a eu la bonne idée de fixer des tarifs publics qui se rapprochent autant que possible de ce qu’ils seraient sur un marché parfait. [ii] A la fin de 2025, le régime de l’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique), sera remplacé par un autre qui, selon toute vraisemblance, se référera au prix de marché. [iii] ARENH : accès régulé à l’énergie nucléaire historique