Publié dans La Tribune, le 19 mai 2026
Dès qu’une crise énergétique éclate, une même idée ressurgit dans la sphère politique : et si on changeait la façon dont se forme le prix de l’électricité sur les marchés de gros ? Depuis 2022, le classement des offres au mérite et la tarification au coût marginal sont devenus des boucs émissaires bien pratiques. On les accuse pêle-mêle de « contaminer » l’électricité par le prix du gaz, d’enrichir les producteurs, et ainsi de spolier le consommateur européen, principalement le consommateur français. Le débat est reparti de plus belle lors du Conseil européen de mars 2026, qui a remis l’architecture du marché de l’électricité sur la table. La présidente de la Commission européenne déclarait en février 2026 : « Le débat est vif quant à la raison pour laquelle notre système de classement au mérite privilégie finalement la ressource la plus coûteuse, et constitue donc le mécanisme de fixation des prix. Nous n'avons pas abouti à une conclusion » Avant d’envoyer tout le système au pilon, il n’est pas inutile d’examiner ce qui suscite une telle animosité.
Le marché de l’électricité n’est pas une invention de l’administration bruxelloise
Rappelons les fondements du marché de l’électricité, qui sont bien moins mystérieux que ce que certains laissent entendre. Toutes les heures (ou demi-heures ou quarts d’heure), les producteurs proposent à la bourse de l’électricité (epexspot pour la France) un volume et le prix minimum auquel ils souhaitent vendre ce volume. Les offres sont rangées par ordre croissant : l’éolien et le solaire, à coût variable quasi nul, passent en tête ; viennent ensuite le nucléaire et l’hydraulique ; puis le gaz, parfois le charbon ou le fioul. La dernière centrale qu’il faut mobiliser pour équilibrer l’offre et la demande détermine le prix que toucheront tous les moyens appelés. Ce système de prix spot marginal unique est connu sous le nom anglais de « pay-as-clear ».
On présente souvent cette règle comme un héritage embarrassant des directives européennes des années 2000 et de la libéralisation du secteur. C’est une erreur pour trois raisons. Tout d’abord, d’un point de vue historique, la tarification au coût marginal a plus de soixante-dix ans. En France, c’est Marcel Boiteux qui, dès les années 1950, l’applique à la tarification d’EDF. Sa formule, restée célèbre, en résume bien le principe : « les prix sont faits pour dire les coûts, comme les horloges sont faites pour dire l’heure ». Cette tarification a accompagné toute la construction du parc français – nucléaire compris – à une époque où la consommation doublait tous les dix ans.
Le reste du monde est arrivé à la même conclusion. Aux États-Unis, Fred Schweppe et ses co-auteurs posent, avec Spot Pricing of Electricity (MIT, 1988), les bases théoriques du prix spot marginal unique. Le Royaume-Uni adopte le principe dès l’ouverture de son marché de gros en 1990. Les marchés nordiques s’alignent peu après, et on retrouve la même règle dans tous les grands marchés américains : PJM, CAISO, NYISO, ERCOT. L’Union européenne n’a donc pas imposé un modèle. Elle a entériné un système qui fonctionnait déjà bien chez elle et dans tous les pays ouverts à la concurrence.
En second lieu, c’est une erreur de croire que ce système est une exception propre au marché de l’électricité. De nombreux secteurs fonctionnent sur le même principe. Dans l’énergie, bien sûr, avec le marché du gaz, mais aussi pour l’allocation de créneaux d’atterrissage et de décollage dans certains aéroports comme Heathrow à Londres, la publicité en ligne ou les fréquences télécom. Même les criées aux poissons de Brest à Tokyo recourent à ce prix marginal unique. Le fil conducteur est toujours le même : quand il faut allouer en temps réel un bien rare et peu stockable et envoyer un signal d'investissement aux producteurs, l'analyse économique finit par converger vers le prix marginal. Ce n’est donc pas une bizarrerie de l’électricité en Europe.
Enfin, puisque le prix est donné par la centrale dont le coût d’exploitation est le plus élevé, il n’est pas anormal que ce soit le prix du gaz naturel qui, à certaines heures, soit le déterminant du prix de l’électricité. Même en France, nous avons encore recours à des centrales de production électrique brûlant du gaz lors de certaines heures de forte demande. Pendant la semaine du 13 avril 2026, la France n’a pas importé d’électricité mais les centrales au gaz ont représenté jusqu’à 7 % de la production d’électricité, soit environ 4 GW de capacités utilisées (voir eco2mix).
Les avantages du système
Le premier avantage est celui des économies réalisées : à chaque instant, le pay-as-clear garantit que la demande est couverte par la combinaison de moyens de production disponibles la moins coûteuse. Les ingénieurs appellent cela le dispatch optimal. Cette méthode d’allocation, basée sur la théorie des enchères, n’est pas juste un concept abstrait. Elle permet une économie substantielle de combustibles et d’émissions de CO₂, avec un impact positif sur la facture des consommateurs qui se chiffre en milliards d’euros chaque année à l’échelle du continent.
Le deuxième avantage est informationnel. Un marché à prix unique, calculé et affiché toutes les heures, envoie aux producteurs, consommateurs, détaillants, agrégateurs, stockeurs, investisseurs, gestionnaires de réseau et pays voisins 8760 signaux de rareté par an (parfois négatifs, comme le 1er mai 2026 entre 12h et 14h où le MWh s’est vendu à près de -500€/MWh, pour signaler une production surabondante). Ce signal horaire permet à une interconnexion de rentabiliser son câble, à une batterie et une STEP de savoir quand se charger ou se décharger, à un électrolyseur de décider s’il produit de l’hydrogène ou non. Si on supprime ce signal, il faudra reconstruire à la main, par la subvention et la réglementation – avec des risques d’effet de seuil, de traitement incomplet et de lourdeur administrative – ce que le marché fait gratuitement.
Enfin, contrairement à ce qui est souvent reproché à ce système, le prix marginal ne « surpaie » pas les producteurs inframarginaux, c’est-à-dire ceux qui ont soumis des offres à prix inférieur en raison de leurs coûts d’exploitation plus faibles. La différence entre le prix de marché et leur coût variable est précisément ce dont ils ont besoin pour couvrir leurs coûts fixes – la centrale, la turbine, les éoliennes. Marcel Boiteux l’avait déjà démontré pour EDF : cette « rente » n’est pas un cadeau fait aux producteurs, elle est ce qui permet de les financer. La supprimer, c’est priver les investissements de leur contrepartie. Qui alors financera les investissements ? Le contribuable par des subventions et/ou le consommateur, plus tard, sur la base de prix administrés détachés des informations horaires produites par le marché.
La foire aux solutions miracles
Depuis plusieurs années, la foire aux idées saugrenues est ouverte. Nous allons en évoquer trois.
Première solution, verser à chaque producteur un prix égal à son offre (en anglais, système « pay-as-bid »). En apparence, c’est un système plus « équitable ». En pratique, les acteurs étant rationnels, ils cessent d’offrir à un prix couvrant juste leur coût variable. Dans leur calcul intervient la couverture des coûts fixes mais aussi leur conjecture sur ce que sera le prix d’équilibre. Les travaux académiques sur les enchères le disent depuis les années 1990 : avec le pay-as-bid les offres perdent en cohérence, les prix moyens ne baissent pas, et le dispatch n’est plus efficient. C’est ce qui arrive quand on espère faire baisser la température en cassant le thermomètre.
Deuxième suggestion, le « mécanisme ibérique » qui consiste à subventionner le gaz pour tirer le prix de gros vers le bas. Ce système, temporaire, a été appliqué dans un contexte très particulier : la péninsule est très peu interconnectée et le prix du gaz était anormalement élevé. Transposé à l’échelle européenne, il consisterait à prélever des taxes sur les consommateurs pour subventionner les producteurs d’électricité brûlant du gaz et empêcher le prix de l’électricité de monter. On incite ainsi les pays voisins à importer cette électricité artificiellement bon marché. L’association européenne Eurelectric a chiffré l’exercice : le gain net pour le consommateur européen est, dans le meilleur des cas, proche de zéro.
Enfin, on peut évoquer la proposition formulée en 2022 par Pantelis Capros, économiste grec de l'Université technique nationale d'Athènes, qui consiste à couper le marché en deux : un prix « administré » pour les producteurs inframarginaux et un prix marginal pour le gaz. On ajouterait ainsi une couche de complexité considérable, une nouvelle régulation, et surtout un prix déconnecté des contraintes physiques du système. Si on superpose plusieurs signaux, on finit par n’en écouter aucun dans la cacophonie informationnelle. Cela vaut également dans toute version extensive de cloisonnement des marchés, où chaque technologie de production aurait un marché dédié pour reconstituer a posteriori un prix moyen de l’électricité.
Le revirement (très) discret d’Ursula von der Leyen
Il faut reconnaître un mérite à la présidente de la Commission européenne : celui d’avoir changé d’avis. En septembre 2022, devant le Parlement européen, elle affirmait : « ce système de marché ne fonctionne plus, nous devons le réformer ». Le diagnostic était sans nuance, semblable à celui du ministre de l’économie et des finances français, Bruno Le Maire qui, quelques mois plus tôt, au Sénat et sur les plateaux de télévision, déclarait : « Le marché unique européen de l'électricité ne marche pas, il est aberrant », critiquant ses règles « obsolètes ». Si ce dernier est resté campé sur ses positions, la lettre adressée par Ursula von der Leyen aux chefs d’État et de gouvernement à la veille du Conseil européen des 19 et 20 mars 2026 parvient à une conclusion sensiblement différente : « un système de marché fondé sur le prix marginal apporte, dans l’ensemble, des bénéfices clairs ». Entre les deux communications, les choses n’ont pas tellement changé pour le prix marginal. C’est plutôt la Commission qui, après le rapport Draghi et plusieurs études de la DG Énergie, a fini par vérifier par elle-même ce que la théorie économique raconte depuis Boiteux. Mieux vaut tard que jamais.
Ce qu’il faudrait réformer : ne pas confondre incomplétude et imperfection
Défendre le prix marginal ne veut pas dire tout laisser en l’état. Les vrais chantiers sont connus et, pour beaucoup, déjà ouverts. Accélérer le déploiement des moyens bas-carbone comme le nucléaire et les renouvelables. Contractualiser la production décarbonée via des Contrats-pour-Différence (CfD) et des Contrats d’achat d’électricité de long terme qui protègent consommateurs et producteurs contre la volatilité des prix sans détruire le signal de court terme. Faire enfin de la flexibilité (effacement, stockage, véhicules électriques, chauffage piloté) le pivot du système.
La bataille n’est donc pas celle qu’on nous présente. Elle ne se joue pas sur la règle de formation du prix, elle se joue sur la structure de l’offre et sur les contrats de long terme qui encadrent cette offre. Vouloir, pour la troisième fois en vingt ans, reconstruire le mécanisme même du marché risque surtout de geler, une fois de plus, les décisions d’investissement dont l’Europe a un besoin urgent.
Le prix marginal n’est pas parfait – aucun prix ne l’est. Mais il remplit une tâche essentielle : il dit la vérité sur ce que coûte, à l’instant où on l’appelle, le prochain kilowattheure. Dans un secteur où les décisions engagent des dizaines de milliards d’euros sur plusieurs décennies, se passer d’un tel signal ne serait pas seulement maladroit, ce serait une régression.
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