Vers des prix d’approvisionnement convergents
Afin de sécuriser leur approvisionnement, surtout depuis l’émergence des énergies renouvelables intermittentes (éolien, solaire), et éviter des « black-out » (panne généralisée), les Etats européens cherchent à interconnecter leurs réseaux. Ces couplages permettent aux prix de gros de l’électricité de converger. Comme le réseau est régi par la règle du « merit order », c’est le prix de gros de l’électricité le moins cher qui va vers le pays le plus cher.
Dans ce mouvement d’intégration d’un marché européen de l’électricité, la France est globalement gagnante en étant exportateur net d’une électricité nucléaire dont le coût est plus faible que les centrales au gaz de la Grande-Bretagne ou de l’Italie.
Cependant, cette faculté de basculer sa production vers un autre pays est limitée par la taille des « tuyaux» entre les pays mais aussi la nécessité de mettre en place une bourse et un système de gestion du réseau communs.
Cette création d’un marché européen intégré de l’électricité a débuté en 2006 avec le couplage par les prix de la France, la Belgique et les Pays-Bas. Ils ont été rejoints par l’Allemagne et le Luxembourg en 2010 pour former la zone CWE ou Central West Europe. Au nord de l’Europe, la zone de couplage NWE ou North West Europe regroupe le Danemark, la Grande-Bretagne, les pays baltes et scandinaves ainsi que la Pologne. Cette zone s’est couplée avec la CWE en février 2014.
Une nouvelle extension avec l’Espagne et le Portugal a eu lieu en mai 2014, suivie en 2015 d’un couplage avec l’Italie et la Slovénie. Enfin, d’autres extensions ont eu lieu en 2018 avec l’ajout de la Croatie en juin et de l’Irlande en octobre. Par ailleurs, des pays d’Europe de l’Est devraient à leur tour intégrer le marché de l’électricité en 2020. Il s’agit de la République tchèque, la Slovaquie, la Hongrie et la Roumanie.
Des situations de convergence des prix de gros de l’électricité sont régulièrement enregistrées, comme le 26 mars 2018 où pendant 1h00, les prix ont été identiques du Portugal à la Finlande (sauf en Grande-Bretagne).
La zone CWE est la région où l’intégration est la plus poussée grâce à des capacités d’interconnexion entre pays plus importantes et une gestion du réseau optimisée par une méthode d’allocation dite par flux ou flow based calculée directement par un algorithme. Dans cette zone, le prix a convergé 33 % du temps en 2018 entre les 6 pays qui y participent.
Avec l’extension de cette méthode par flux et de nouveaux investissements pour augmenter les capacités d’échanges d’électricité entre pays, ce phénomène de convergence de prix va s’amplifier ces prochaines années.
La demande d’électricité en France est plus sensible au mouvement de température que les autres pays européens. Cela s’explique par l’importance des radiateurs électriques qui représentent 30 % des modes de chauffage utilisés par les ménages français.
La fiscalité, un facteur déterminant
Les différences de tarifs de l’électricité selon les pays dépendent évidemment du mode de génération de l’électricité. Dans ce domaine, la France bénéficie d’un parc nucléaire dont les investissements sont amortis ce qui lui permet d’afficher une tarification compétitive. De même, la Finlande avec un mix d’importantes ressources hydrauliques et d’énergie nucléaire est capable de fournir de l’électricité à un prix attractif.
Si la Bulgarie, la Pologne et la Roumanie affichent les prix les plus bas d’électricité en Europe, ce sont aussi les pays qui ont le pouvoir d’achat le plus bas parmi notre échantillon.
La Belgique est, elle, pénalisée par un réseau de distribution éparpillé entre de nombreuses intercommunalités : son coût est un des plus élevés d’Europe.
Les ménages danois et allemands sont eux pénalisés par une lourde fiscalité qui permet de financer une politique ambitieuse de transition vers les énergies renouvelables.
