Les marchés européens de l’électricité évoluent à grande vitesse cela se reflète dans l’évolution des courbes horaires des marchés. La formation des prix n’est plus déterminée uniquement par les cycles saisonniers de la demande ; elle est de plus en plus influencée par les profils de production renouvelable, les contraintes de flexibilité et les événements de rareté à court terme. Ce changement a fait naître un besoin de prévisions à une granularité toujours plus fine. Les moyennes annuelles conservent leur utilité stratégique, mais ce sont désormais les courbes horaires qui pilotent le trading, la couverture, l’optimisation du stockage et l’évaluation économique des actifs.

L’essor du photovoltaïque et de l’éolien a profondément modifié l’équilibre offre-demande. Les systèmes connaissent des épisodes répétés de surplus lorsque la production renouvelable est abondante, et des phases de tension lorsqu’elle faiblit. Ces alternances génèrent une volatilité intrajournalière accrue, ainsi qu’une fréquence plus élevée d’heures à prix très bas, voire négatifs, particulièrement dans les pays à forte pénétration solaire. Depuis octobre 2025, cette dynamique se traduit par une cotation du spot sur des intervalles de 15 minutes.

Parallèlement, le couplage du marché et les flux transfrontaliers contribuent à une convergence partielle des tendances de prix. Cependant, des contraintes locales, telles que la congestion du réseau et les pénuries de flexibilité, influencent encore les courbes spécifiques à chaque pays. Comprendre et prévoir ces courbes horaires est ainsi devenu un pilier de l’analyse moderne du marché électrique.

Prévoir une courbe horaire revient à projeter, heure par heure, les fondamentaux du système : production, demande, charge résiduelle et prix. Cette approche permet de capturer la structure intrajournalière du marché, devenue centrale à mesure que les renouvelables influencent la dynamique marginale des prix.

Les analystes examinent les profils de production et de consommation en identifiant les périodes de pointe et de creux, ainsi que les moments où la production solaire et éolienne atteint son maximum. Ils s’appuient également sur la notion clé de demande résiduelle ; la part de la demande qui n’est pas couverte par les renouvelables. Ils évaluent ensuite les capacités de flexibilité disponibles : moyens pilotables, stockage, importations. La confrontation de ces courbes révèle les périodes de surplus ou de déficit et permet d’identifier quelle technologie fixe le prix marginal.

Dans la continuité de l’exemple précédent, l’offre est désormais représentée conformément aux technologies disponibles dans le mix. Dans ce contexte, les sources dispatchables jouent un rôle crucial dans l’influence des prix lorsque la demande résiduelle dépasse l’offre, en particulier lorsque la demande n’est pas satisfaite par des sources d’énergie renouvelable non dispatchables.

Chaque mix technologique imprime une « forme » particulière à la courbe de prix.

• Production photovoltaïque : en Espagne, la forte pénétration photovoltaïque crée un pic de production vers midi. Les prix chutent alors en milieu de journée, avant de remonter nettement en soirée lorsque la production solaire décline tandis que la demande reste élevée. Cette configuration donne naissance à la fameuse « courbe en canard » de la demande résiduelle.

• Production éolienne : la production éolienne plus aléatoire, introduit une variabilité importante. En France, où la capacité éolienne est significative, les fluctuations de prix peuvent varier fortement d’un jour à l’autre, renforçant l’incertitude et la volatilité.
• Stockage par batterie : les batteries aident à réduire la volatilité en se rechargeant pendant les heures de surplus renouvelable à bas prix et en se déchargeant aux heures de pointe. À mesure que l’utilisation de la technologie de stockage augmente, les extrêmes de prix peuvent être partiellement atténués, réduisant la fréquence des prix négatifs et diminuant les pics de la soirée.
• Nucléaire : La flotte nucléaire française offre une stabilité de base, ce qui atténue les fluctuations de prix intrajournalières par rapport à l’Espagne, où la tarification marginale est plus susceptible aux variations de production de gaz et solaire.

Les prix horaires de l’électricité sont fondamentalement déterminés par l’équilibre entre les niveaux de demande horaire, la production renouvelable disponible et la technologie marginale dispatchable (gaz, charbon, importations).

Lors des périodes de pic de consommation, comme le matin et le soir, la demande augmente généralement tandis que la production solaire peut être faible. Cela conduit à une dépendance accrue aux centrales à gaz, ce qui entraîne des prix plus élevés. À l’inverse, lors des périodes de forte production renouvelable, midi en Espagne, nuits venteuses en France, les coûts marginaux chutent, parfois jusqu’à générer des prix négatifs lorsque la flexibilité manque.

Une forte part des sources d’énergie renouvelable entraîne des prix plus bas en milieu de journée. Cependant, elles ajoutent de la volatilité et des pics de prix ; l’énergie solaire fait baisser les prix de midi, tandis que l’énergie éolienne augmente la volatilité en raison de son imprévisibilité et fait aussi baisser les prix de nuit. La dépendance accrue au gaz conduit à des prix plus élevés.

La pénétration plus importante du stockage contribue à une courbe de prix plus fluide.

La demande résiduelle joue ici un rôle central. Définie comme la demande totale moins la production non pilotable, elle explique les creux de prix en journée, les pics du soir et les écarts intrajournaliers. Elle relie directement la dynamique renouvelable à la formation des prix.

Par conséquent, l’un des principaux moteurs structurels des aspects fondamentaux qui façonnent les courbes horaires des prix est la composition du mix de production, les effets de pénétration et de cannibalisation des énergies renouvelables, la disponibilité de la flexibilité (stockage, hydroélectricité, réponse à la demande), les interconnexions transfrontalières, le transfert des coûts du carburant et du CO₂, la conception du marché (y compris les plafonds de prix et les règles d’équilibre).

Selon ces paramètres, un marché peut présenter une base de prix fluide ou, au contraire, une forte volatilité ponctuée de pics et d’épisodes négatifs.

Ainsi, pour déterminer différentes prévisions, diverses considérations sont prises en compte pour définir chaque scénario possible :

• À court terme (ST, jours à semaines) : Utilisé pour le trading spot, l’optimisation des dispatchs et les stratégies d’équilibrage.
• Moyen terme (mois à 1 an) : utile pour la structuration des couvertures, la mise en forme de la courbe prospective et la prévision des revenus des actifs
• À long terme (LT, pluriannuel) : Essentiel pour prendre des décisions d’investissement, fixer le prix des PPA et modéliser l’évolution de la capacité.

Ces scénarios intègrent les incertitudes météorologiques, les indisponibilités, les prix des combustibles et les évolutions réglementaires. L’impact sur le P&L est direct. Les budgets reposent souvent sur des moyennes annuelles, mais la performance réelle dépend des prix de capture horaires :

• Un actif solaire peut sous-performer si les prix à midi baissent en raison de la cannibalisation du marché.
• une centrale à gaz flexible peut surperformer si les spreads augmentent ;
• la rentabilité du stockage dépend en partie de la volatilité intrajournalière.

Par conséquent, une prévision horaire précise est essentielle pour minimiser les écarts budgétaires, optimiser les stratégies de couverture et protéger les profits et pertes de l’entreprise contre les changements inattendus du marché.

Chez HES, nous élaborons nos propres scénarios de courbes de prix à partir d’analyses statistiques alignées sur les fondamentaux actuels. Chaque pays présentant des spécificités marquées, nos scénarios sont construits sur mesure, en intégrant pics intrajournaliers, pénétration renouvelable, influence des matières premières et dynamique de la demande résiduelle, selon chaque horizon temporel.

Cheyenne Rueda Lagasse