Le marché électrique chypriote émet des signaux de prix contradictoires sous l’effet du pétrole
Chypre applique deux mécanismes parallèles de fixation des prix de l’électricité, qui produisent des signaux de coûts très différents. Plus de 90 % de la valeur du marché dépend de la production au fioul, tandis que les unités obligatoires sont rémunérées par un mécanisme dominé par un seul soumissionnaire.
Deux circuits de prix structurent le marché
Chypre applique deux mécanismes parallèles de fixation des prix de l’électricité, fondés sur des logiques économiques différentes. Le principal prix de gros suit étroitement le marché international du pétrole, tandis qu’un second tarif concerne les unités de production qui doivent rester en service pour les besoins du réseau. Selon SBC TV, ce dernier repose sur les coûts d’exploitation déclarés et sur une enchère comptant de fait un seul soumissionnaire, plutôt que directement sur le pétrole ou la demande d’électricité.
Cette distinction est déterminante, car plus de 90 % de la valeur transitant par le marché électrique chypriote provient de la combustion de produits pétroliers. La plupart des unités de production sont anciennes et peu flexibles. Elles doivent continuer à fonctionner au minimum techniquement possible, même lorsque l’ensoleillement est important. En l’absence de stockage et d’interconnexion transfrontalière, les variations internationales du pétrole se répercutent presque automatiquement sur les coûts de production et les factures.
Les prix de gros restent volatils
SBC TV indique que le prix de gros se situait autour de 150-180 €/MWh à la fin de 2025, avant d’atteindre 250 €/MWh en mars. Il a ensuite reculé, puis est remonté à 243 €/MWh en août et à 257 €/MWh en septembre. La moyenne sur la période s’est établie à 203 €/MWh. Ces mouvements illustrent l’exposition directe des ménages et des entreprises aux chocs du marché pétrolier.
Chypre ne peut actuellement pas compenser la hausse des combustibles par des importations d’électricité moins chère. Les énergies renouvelables ne peuvent pas non plus être exploitées pleinement, car les centrales conventionnelles doivent rester connectées et le système ne dispose pas de stockage. Les produits pétroliers continuent donc de déterminer une grande partie des coûts dans ce petit marché isolé, même lorsque le solaire réduit temporairement le besoin de production thermique.
Pour les producteurs et les grands consommateurs d’électricité, cette situation crée une structure de coûts difficile à couvrir sur le marché intérieur. Les producteurs restent tributaires des combustibles importés, tandis que les industriels et les entreprises subissent des fluctuations de gros provoquées par des événements extérieurs à Chypre. Les investissements dans les renouvelables, le stockage et les interconnexions pourraient réduire cette exposition, mais la structure tarifaire existante continue de déterminer les factures.
Les unités obligatoires envoient un autre signal
Environ un tiers du marché concerne les unités obligatoirement intégrées, maintenues disponibles pour soutenir le fonctionnement du réseau. Leur prix est censé refléter le coût du maintien en disponibilité, et non l’équilibre immédiat entre l’offre et la demande. Dans les faits, SBC TV affirme que le mécanisme s’appuie sur des coûts déclarés qui ne sont pas vérifiés à partir des factures réelles de combustible, tandis que l’enchère ne compte essentiellement qu’un seul soumissionnaire.
La même combinaison de quatre unités est entrée dans cette catégorie en octobre 2025, juin 2026 et septembre 2026. Leurs prix se sont élevés à 189,52 €/MWh et 227,37 €/MWh durant les deux premiers mois, soit environ 17 % au-dessus du prix de gros correspondant. En septembre, le marché de gros a pourtant atteint son plus haut annuel à 257 €/MWh, tandis que le prix des mêmes unités est tombé à 75,77 €/MWh, transformant la prime précédente en décote d’environ 70 %.
Cet écart soulève des questions sur le calcul, la vérification et la répercussion des coûts déclarés sur les consommateurs. L’Autorité chypriote de régulation de l’énergie doit préciser si ces coûts font l’objet d’un contrôle indépendant et si les résultats seront publiés. Une vérification transparente permettrait aux acteurs du marché de distinguer les véritables dépenses de sécurité du réseau des résultats tarifaires liés à une concurrence limitée.