Empilement (merit order) et prix marginal

En une phrase

On appelle les moyens de production du moins cher au plus cher jusqu'à couvrir la

demande ; le prix de marché est le coût de la dernière unité appelée. C'est pour cela

qu'un réseau majoritairement nucléaire et renouvelable peut payer l'électricité **au prix

du gaz** pendant les heures où une centrale gaz est marginale.

À partir d'une demande (MW) et d'une pile d'offre {techno, coût marginal €/MWh, capacité MW} :

prix de marché = coût marginal de l'unité qui sert le dernier MW (la techno marginale) ;

rente inframarginale = somme, sur les moyens moins chers, de MW × (prix − coût) :

ce que le nucléaire et les renouvelables encaissent au-dessus de leur coût parce que

le prix est fixé par l'unité marginale. C'est la grandeur au centre du débat sur le

« découplage » et la réforme du marché ;

rareté : si la demande dépasse la capacité totale, une partie n'est pas servie et la

pile ne fixe pas de prix fini.

Beaucoup d'articles concluent « le marché de gros est cher → l'énergie française est

chère ». La tarification marginale explique le mécanisme réel : le prix suit la techno

marginale, pas le coût moyen du parc. Décrire cela honnêtement évite l'erreur classique

de confondre coût marginal et coût moyen — et éclaire pourquoi le tarif réglementé, fixé

par la CRE, ne « suit » pas mécaniquement le prix de gros sur une période.

Modèle stylisé : une seule zone, une seule période, pas de rampes, de must-run, de

contraintes de réseau, d'interconnexion ni de stockage. Il explique le mécanisme, ce

n'est pas un simulateur de marché. Les coûts et capacités sont des entrées : quand la

rédaction suppose une pile « type », le résultat se présente comme une estimation.

Tri stable + un seul passage. Aucun aléa, aucune date système, aucune I/O : mêmes entrées

→ même sortie, rejouable depuis (method_id, version, input_hash).