Analyse des marchés de gros de l’électricité et impacts du nouvel échéancier

Un nouvel échéancier pour le marché journalier

Depuis le 1er octobre 2025, le marché journalier européen de l’électricité opère sur un rythme de quinze minutes, remplaçant l’échéancier horaire précédent. Cette modification vise à permettre aux acteurs du marché d’affiner l’ajustement entre production et consommation, en facilitant la gestion des renouvelables intermittents et en renforçant la flexibilité du système électrique. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a récemment lancé une série de notes d’analyse intitulée « Éclairage sur… » pour explorer les conséquences de ce changement réglementaire et technique.

Analyse des effets sur les marchés français

La première note s’intéresse aux effets observés entre le 1er octobre 2025 et le 31 janvier 2026. Les volumes échangés sur le marché journalier ont montré une nette évolution post-implémentation de la nouvelle maquette. Les acteurs du marché, comprenant producteurs, fournisseurs, traders et agrégateurs, ont modifié leurs stratégies d’optimisation des positions, ce qui reflète une utilisation accrue de produits à court terme. Ce changement s’accompagne d’une nécessité d’améliorer la liquidité, particulièrement pour les maturités intra-journalières, indiquant un ajustement dynamique face à cette nouvelle réalité.»

En parallèle, les signaux de prix ont subi des variations notables, avec une augmentation de la volatilité intra-journalière. L’analyse de la CRE révèle que le nouveau rythme de cotation renforce la granularité des signaux de prix, ce qui contribue à une valorisation optimale de divers mécanismes de flexibilité, allant de l’effacement à l’utilisation de batteries de stockage. Par conséquent, ce nouvel échéancier procure des opportunités pour les activités de consommation pilotée dans les secteurs industriels, réduisant par là-même les risques d’approvisionnement lors de pics de demande.

Équilibres structurels en mutation

La modification du pas de temps peut aussi influencer la répartition des revenus entre les différents acteurs du marché. Les producteurs flexibles et les agrégateurs, capables de gérer les risques liés à la volatilité des prix, pourraient voir leur position renforcée. En conséquence, ce nouvel agencement pourrait également amener à une redistribution des marges au sein du secteur, impliquant des coûts d’adaptation pour les systèmes informatiques, ainsi qu’en matière de trading et d’optimisation. Néanmoins, cette adaptation est perçue comme essentielle pour améliorer l’efficience économique à court terme.

Tensions et perspectives

Dans un contexte économique plus large, la France maintient sa position de pays exportateur sur le marché européen, ayant exporté 56,8 TWh d’électricité au cours des six premiers mois de 2026. Cette position, cependant, se voit mise à l’épreuve par la dépendance accrue au gaz, exacerbée par une hydrologie défavorable affectant la production hydroélectrique. Ainsi, le pays fait face à des tensions sur les prix de l’électricité, notamment en raison d’une facture d’importation de gaz qui augmente, et de la nécessité de compenser la variabilité des énergies renouvelables.

La CRE, de son côté, a pris des mesures pour prolonger jusqu’en 2027 le régime transitoire d’obligation pour les fournisseurs de proposer des offres à tarification dynamique. Cela vise à promouvoir la flexibilité dans la demande des consommateurs, un aspect crucial à une époque où l’intégration des énergies renouvelables dans le système électrique se heurte encore à de nombreux défis.

À l’horizon, le paysage énergétique européen est appelé à évoluer, avec un appel clair à des investissements dans des capacités de flexibilité tant que dans des sources d’énergie renouvelables résilientes, moins affectées par les fluctuations climatiques. Cela est d’autant plus prégnant dans le cadre des objectifs de transition énergétique et des engagements vers une réduction des émissions de gaz à effet de serre.