Le marché français de l’électricité a perdu sa boussole

On ne pilote pas une stratégie énergétique à 20 ans avec un prix conçu pour 24 heures. Les discussions qui ont suivi la publication de la PPE3 l’ont montré avec une clarté presque désarmante : dès qu’il s’agit d’électricité, le débat national se réfugie dans des oppositions caricaturales. On ressuscite la vieille querelle entre renouvelables et nucléaire, comme si toute la question se résumait à choisir un camp.

Je ne crois pas que ce soit là le vrai sujet. À mon sens, le problème n’est pas la production. Il tient plutôt au marché, ou plus précisément à son market design.

En 2022, la moindre indisponibilité nucléaire devenait un sujet d’État. En 2025, on parle d’« excès d’électricité » et de prix « trop bas ». Aujourd’hui, les tensions autour de l’Iran et les risques sur le détroit d’Ormuz ravivent les inquiétudes de pénurie d’hydrocarbures, avec des conséquences possibles sur le marché électrique.

Ce grand écart permanent devrait nous interroger. Il dit moins quelque chose sur notre mix que sur la manière dont nous organisons sa valorisation.

Au centre de cette mécanique se trouve un indicateur : le SPOT. Le prix moyen du marché de gros est passé d’environ 276 €/MWh en 2022 à 97 €/MWh en 2023, puis autour de 58 €/MWh en 2024. En deux ans, le signal a été divisé par près de cinq. Ce qui me frappe, au-delà de la baisse elle-même, c’est la place que nous accordons à ce prix.

Le marché de court terme, conçu à l’origine pour ajuster l’offre et la demande la veille pour le lendemain, ne représente que 10 à 20 % des volumes physiques. Pourtant, il est devenu la référence implicite de presque tout : décisions d’investissement, mécanismes publics, analyses financières et débat politique.

Comme si un indicateur de court terme pouvait nous dire quoi construire pour les vingt prochaines années.

Mais le SPOT n’est pas une boussole. C’est un thermomètre.

Dans un système où les renouvelables injectent à coût marginal quasi nul, où le nucléaire module difficilement sans surcoûts, où la demande s’électrifie massivement et où les flexibilités restent encore limitées, le prix de court terme ne reflète plus la valeur réelle d’un électron.

Il traduit un état instantané du système, pas sa cohérence. Cette instabilité ne concerne pas seulement les énergéticiens. Elle pèse sur la compétitivité industrielle, sur les décisions d’électrification et sur l’implantation de data centers, bref sur des choix d’investissement lourds et durables.

Plutôt que de revoir en profondeur notre market design, nous avons empilé des correctifs : contrats pour différence, mécanisme de capacité et ajustements budgétaires. Ces outils ont leur logique, mais ils ont aussi un effet. Ils déplacent le problème sans le résoudre.

Progressivement, l’État devient la chambre de compensation implicite d’un marché mal calibré. Les variations de la ligne CSPE dans les lois de finances en sont une illustration très concrète.
Pour bien voir la limite du système actuel, imaginons un cas simple.

Supposons un système très largement renouvelable avec les règles actuelles. La plupart du temps, le prix de court terme serait très bas, puisque le coût marginal des renouvelables est proche de zéro.

Mais les installations doivent couvrir leurs coûts complets. Il faudrait donc compenser la différence, de plus en plus massivement. Autrement dit, plus on développerait des capacités à faible coût marginal, plus le budget public deviendrait l’amortisseur du système. Ce n’est pas absurde en soi. Mais ce n’est pas exactement ce que promet un marché censé envoyer des signaux d’investissement.

Pendant ce temps, le débat public se crispe. Les consommateurs veulent des prix bas pour réussir l’électrification. Les producteurs ont besoin de visibilité et de stabilité pour investir. Les deux arguments se tiennent, mais ils s’entrechoquent tant que nous restons dépendants d’un seul signal de prix.

Trois évolutions s’imposent

À mon sens, trois évolutions s’imposent. D’abord, diversifier les références de prix. Développer réellement les contrats longs, faciliter les PPA industriels et articuler différentes temporalités. Le SPOT concentre aujourd’hui une part importante de la production renouvelable, les ENR y représentant près de la moitié des volumes. Il doit redevenir un outil d’ajustement, et non l’alpha et l’oméga du système.

Ensuite, sécuriser les investissements pour l’électrification en travaillant davantage sur les CAPEX que sur les OPEX. Aucun actif lourd, qu’il s’agisse de production, d’électrolyse ou de mobilité électrique, ne se finance sur un signal volatil.

Enfin, faire de la flexibilité un pilier. Stockage, production pilotable et modulation volontaire de la demande sont indispensables si nous voulons intégrer massivement des capacités variables et activer les deux côtés du système.

Au fond, le vrai débat n’est ni nucléaire contre renouvelables, ni abondance contre pénurie. Le débat n’est pas celui des technologies. C’est celui du signal prix utilisé comme référence. On ne trace pas une trajectoire de long terme avec un instrument qui ne regarde que demain. Changer de mix est complexe. Changer de boussole l’est parfois davantage. Mais c’est peut-être là que se joue l’essentiel.

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