Prix de l'électricité : pourquoi il est désormais calculé toutes les 15 minutes sur ce marché de gros ?

À compter du 30 septembre, le marché de gros de l’électricité bascule d’un pas horaire à un pas de temps de 15 minutes pour le segment Day-Ahead (marché de la veille pour le lendemain) avec pour objectif de mieux refléter les variations réelles de la production et de la consommation d’énergie. Ce changement, imposé par les règles européennes et rendu possible par des évolutions techniques, redistribue les cartes pour les producteurs flexibles, les agrégateurs et les fournisseurs. On fait le point sur ce qui change.

Ce passage au pas de temps de 15 minutes s’inscrit dans le cadre du couplage des marchés européens de l’électricité (Single Day-Ahead Coupling, SDAC). Jusqu’ici, les enchères Day-Ahead étaient structurées sur des blocs horaires de 60 minutes : les acteurs proposaient des offres pour chaque heure complète pour équilibrer offre et production d’électricité. Désormais, le marché journalier (Day-Ahead) comprendra 96 créneaux pour chaque journée, chacun correspondant à un quart d’heure.

Cette transformation technique est la suite logique d’un processus déjà entamé : le pas de temps du règlement des écarts (Imbalance Settlement Period, ISP, les responsables d’équilibre doivent s’équilibrer sur ce pas de temps) avait déjà été ramené à 15 minutes le 1ᵉʳ janvier 2025. Les interconnexions attendront ce pas de 15 minutes au 1ᵉʳ janvier 2026.

Le basculement du marché journalier était initialement prévu à l’été 2025, mais à cause de retards techniques et de préparations incomplètes chez certains opérateurs (nommés NEMOs pour Nominated Electricity Market Operators), la date a été reportée au 30 septembre pour une livraison effective dès le 1ᵉʳ octobre 2025.

À lire aussiLe prix de l’électricité s’effondre sur le marché de gros, mais pourquoi nous la payons toujours aussi cher ?

Ce qui change dans la formation des prix

Les offres et demandes seront plus granulaires : les acteurs devront affiner leurs prévisions à l’échelle du quart d’heure plutôt que de planifier sur des heures entières. Elle offre un meilleur alignement entre ce qui est programmé et ce qui est réellement injecté ou consommé.

La diminution à 15 minutes modifie les marges de manœuvre et les risques des différents participants :

• Les installations très flexibles comme les batteries sont parmi les grands bénéficiaires. Cette granularité leur permet de capter de la valeur sur des mouvements à court terme (des périodes de prix élevés localisées) qui restaient jusqu’ici « lissées » dans un prix horaire unique. Storio Energy s’en réjouit.
• Les producteurs intermittents devront affiner leur modélisation intra-heure pour mieux anticiper les variations rapides — notamment en raison des corrélations entre production élevée et prix potentiellement bas. Les progrès en météorologie devraient aider à anticiper le passage non-prévu / éclair, par exemple, d’un nuage au-dessus de panneaux solaires et le refléter sur le marché.

À lire aussi« Très chère électricité » : ce documentaire plonge dans les failles des marchés de l’énergie

Des effets directement visibles ou anticipables

En multipliant les créneaux, les prix pourront varier plus fortement d’un quart d’heure à l’autre. Jean-Yves Stephan relève un comportement surprenant sur le marché pour le premier octobre, encore inexpliqué : « c’est 15 % moins cher de consommer l’électricité le dernier quart d’heure de chaque heure ».

Un rééquilibrage des volumes entre Day-Ahead (pour le lendemain, permet aux acteurs de sécuriser une partie significative de leur besoin ou de leur production d’électricité à l’avance) et Intraday (intrajournalier, permet aux acteurs d’ajuster les positions en fonction des mises à jour des prévisions de production et de consommation) pourrait s’opérer : une partie des ajustements qui étaient jusqu’ici sur le marché intrajournalier pourrait désormais être captée directement dans le marché journalier. Ce dernier devient plus précis.

En conditions de production renouvelable forte, on pourrait observer une fréquence plus élevée de prix négatifs ponctuels (ou de creux prononcés) car le quart d’heure capte pleinement la surproduction locale. Le spread (écart entre le prix le plus faible et le plus élevé au sein d’une journée) devrait lui aussi croître.

À lire aussiPrix de l’électricité : les fournisseurs alternatifs ne séduisent plus face au tarif bleu d’EDF

Une meilleure intégration des énergies renouvelables intermittentes

Au-delà des aspects purement marchands, ce passage au pas de 15 minutes entraîne une granularité plus fine et améliore ainsi l’intégration des énergies renouvelables intermittentes en réduisant les écarts entre les prévisions et la réalité produite. Cela devrait aider à l’équilibrage du réseau.

Il incite aussi à une plus grande flexibilité de l’ensemble du système : les ressources flexibles (stockage, réponse de la demande…) sont mieux valorisées puisqu’elles pourront capter plus de valeur sur le marché. Elle harmonise enfin les marchés européens autour d’un standard commun en évitant les divergences de granularité entre zones frontalières.

Reste maintenant à voir le comportement du marché dans les jours à venir.