Snapshot horaire
Prix de clôture day-ahead Energy-Charts (Fraunhofer ISE), dernière observation horaire :
| Zone | EUR/MWh | Δ24h | |---|---|---| | Belgique | 137.05 | +7,8% | | Autriche | 129.55 | -9,2% | | Pologne | 128.35 | -7,9% | | Allemagne/Lux | 127.35 | -7,0% | | Pays-Bas | 127.35 | -2,0% | | France | 60.00 | -8,5% | | Espagne | 60.00 | -8,5% |
L'écart Belgique–France est de 77 €/MWh, soit une prime de 128%. Ce sont deux réseaux physiquement interconnectés via environ 3 GW de capacité.
Ce qui fait l'écart
1. Mix de production. La France opère 56 GW de nucléaire en base, actuellement à ~80% de disponibilité. L'Espagne a 28 GW de renouvelables qui clôturent en mid-day ensoleillé. La Belgique a fermé Doel-3 et Tihange-2 ; son nucléaire restant (Tihange-1, Doel-4) fournit environ 3 GW, le reste est gaz.
2. Exposition gaz. Le MWh marginal belge est fixé par des cycles combinés gaz brûlant du TTF à 48.68 €/MWh. Au heat rate courant, c'est ~105 €/MWh de coût combustible avant CO₂, avant marge. Le prix clôturé est cohérent avec l'économie du merit order.
3. Contraintes d'interconnexion. La NTC nominale France–Belgique est de 3 000 MW. La disponibilité effective aujourd'hui est inférieure suite à des arrêts programmés sur le corridor Avelin–Avelgem. La rente de congestion s'accumule — au profit des membres ENTSO-E, pas des consommateurs.
4. Profil de demande. La demande industrielle belge (chimie, acier) est moins élastique que le profil français à dominante résidentielle. Les consommateurs industriels ne peuvent pas facilement reporter leur charge.
Implications
Pour les industries énergivores groupées autour d'Anvers, un écart persistant de 77 €/MWh est la différence entre maintenir l'exploitation et un curtailment. La réponse politique — réforme du marché de gros, mécanismes de rémunération de capacité — avance à Bruxelles mais l'horizon est en années, pas en semaines.
Source : API publique Energy-Charts.info (Fraunhofer ISE).