Pourquoi dit-on que le prix de l’électricité est indexé sur celui du gaz ?

• Le marché européen de l’électricité et la tarification marginale

En Europe, le prix de l’électricité se fixe sur des marchés de gros interconnectés, comme EPEX Spot, où les producteurs vendent leur électricité et les fournisseurs l’achètent.
Ce marché repose sur le principe du coût marginal : les producteurs proposent leur électricité selon leurs coûts, du moins cher (nucléaire, hydraulique) au plus cher (centrales au gaz ou au charbon).
Le prix final est celui de la dernière unité d’électricité nécessaire pour répondre à la demande à un moment donné. Souvent, cette unité vient des centrales au gaz, mobilisées en dernier recours pour ajuster l’offre.
Ainsi, le prix de l’électricité n’est pas directement égal au prix du gaz, mais il est déterminé par le coût des centrales au gaz (lié au combustible) quand elles complètent l’offre.
Résultat : tous les producteurs, même ceux à bas coût comme le nucléaire, sont payés au tarif du dernier appelé.  

• Exemple chiffré pour illustrer

Prenons une journée d’hiver en France : le besoin total est de 70 000 MWh.
La production disponible se répartit ainsi : 50 000 MWh de nucléaire à 20 €/MWh, 10 000 MWh d’éolien à 0 €/MWh, et 10 000 MWh de gaz à 150 €/MWh.
Le nucléaire et l’éolien couvrent 60 000 MWh, mais il manque 10 000 MWh.
On allume alors les centrales au gaz, et le prix du marché s’établit à 150 €/MWh pour les 70 000 MWh vendus, pas seulement pour les 10 000 MWh du gaz.
Si on calculait une moyenne, on obtiendrait environ 35 €/MWh.
Mais le système ne fonctionne pas ainsi : le prix est fixé à 150 €/MWh, point final, à cause du gaz.  

• Pourquoi EDF est payé au prix du gaz ?

Sur le marché européen, tous les producteurs vendant sur le marché de gros, comme EPEX Spot, sont rémunérés au prix marginal, soit le coût du dernier moyen de production activé pour répondre à la demande.
Si ce dernier est une centrale au gaz à 150 €/MWh, par exemple, toute l’électricité vendue à cet instant, y compris celle produite par le nucléaire d’EDF à 20-30 €/MWh, est payée 150 €/MWh.
La différence entre ce coût de production bas et le prix de vente élevé crée une marge bénéficiaire importante, appelée effet d’aubaine : EDF profite des prix élevés du marché sans voir ses propres coûts augmenter.
Les 11,4 milliards d’euros de bénéfices d’EDF en 2024 s’expliquent par des prix du marché élevés (dus au gaz), une production nucléaire plus stable (meilleure disponibilité), et des ventes sur le marché de gros (notamment à l’export).  

• Mais il y a des limites

EDF ne profite pas sans contraintes : avec l’ARENH, elle doit revendre 100 TWh de son électricité nucléaire par an à ses concurrents à un prix fixe de 42 €/MWh (bientôt 46,2 €/MWh), perdant ainsi une partie de l’effet d’aubaine quand le marché atteint 150 €/MWh.
L’État, actionnaire à 84 %, peut aussi prélever des bénéfices via des dividendes ou des taxes exceptionnelles, comme la "contribution sur les surprofits" en 2022.
Enfin, EDF finance des investissements lourds – maintenance des réacteurs, programme "Grand Carénage", nouvelles centrales EPR – estimés à des dizaines de milliards d’euros, ce qui réduit ses gains.  

• Pourquoi les EnR pourraient être tentées par ce système ?

Les énergies renouvelables (EnR) ont des coûts de production très bas : une fois les éoliennes ou panneaux solaires installés, le coût variable est presque nul, car vent et soleil sont gratuits, ne laissant que des frais d’entretien (souvent autour de 5 €/MWh).
Si le marché paye 150 €/MWh grâce au gaz, la marge atteint 145 €/MWh.
En France, les projets éoliens et solaires bénéficient aussi de subventions initiales, comme des contrats d’achat garantis ou des compléments de rémunération, qui assurent un revenu minimum.
Une fois ces aides obtenues, les producteurs peuvent vendre sur le marché et profiter des hausses de prix.  

• Les mécanismes de régulation

Cependant, beaucoup de producteurs d’EnR sont liés à des contrats à prix fixe (60-80 €/MWh pour l’éolien terrestre, par exemple), les empêchant de bénéficier directement des hausses du marché, car leur électricité est vendue à ce tarif prédéfini, pas au prix marginal.
De plus, en 2022, face aux bénéfices exceptionnels, la France et d’autres pays ont taxé les "surprofits" des producteurs, y compris les EnR, pour redistribuer aux consommateurs, ce qui freine l’attrait des marges élevées.  

• Exemple concret : 2022, une année extrême

En 2022, les prix de l’électricité ont grimpé jusqu’à 500 €/MWh certains jours à cause du gaz.
Les producteurs d’EnR sans contrats fixes ont fait des profits records : un parc éolien produisant 10 MWh à 5 €/MWh gagnait 10 × 500 = 5 000 € en une heure, pour un coût de 50 €, soit une marge de 4 950 €.
Mais ceux sous contrats fixes, à 70 €/MWh par exemple, se limitaient à 700 €, indépendamment du marché.  

• Réflexion

Et si ces hausses ne venaient pas seulement de dynamiques économiques imprévisibles ? Les choix politiques, comme le boycott du gaz russe – désormais acheté indirectement via l’Inde à des prix souvent plus élevés – ne visent-ils pas, en partie, à gonfler les profits des grandes entreprises énergétiques, au détriment des consommateurs qui subissent des factures plus lourdes ? Entre transition énergétique, géopolitique et intérêts économiques, une question persiste : qui supporte réellement le coût de ces décisions ?