Le prix de gros de l’électricité en Sibérie bondit de 13,63 % en une semaine
Le prix libre de l’électricité en Sibérie a progressé de 13,63 % du 14 au 20 septembre, à 1 736,86 ₽ par MWh, malgré une baisse de la consommation de 0,19 %. Le recul de la part hydraulique et la hausse de la production thermique accentuent la pression sur les coûts industriels.
Les prix progressent dans toutes les zones
Les prix de gros de l’électricité ont augmenté dans toutes les zones tarifaires russes du 14 au 20 septembre, les mouvements les plus marqués étant observés en Sibérie et en Extrême-Orient. Le prix libre sibérien a progressé de 13,63 % sur une semaine, à 1 736,86 ₽ par MWh. En Extrême-Orient, l’indice a grimpé de 16,02 %, à 3 688,48 ₽ par MWh, tandis que la hausse s’est limitée à 3,08 % dans la Russie européenne et l’Oural, où le prix a atteint 2 271,31 ₽ par MWh.
La hausse hebdomadaire n’a pas placé toutes les régions au-dessus des niveaux de la même période de l’année précédente. Les prix restaient inférieurs de 12,7 % en Sibérie et de 1,2 % dans la Russie européenne et l’Oural. L’Extrême-Orient a suivi une autre trajectoire, avec un indice supérieur de 44,6 % à celui de l’année précédente. La comparaison révèle un écart régional important entre les coûts de gros, même après la récente hausse sibérienne.
Le mix de production pèse plus que le recul de la demande
La consommation d’électricité en Sibérie a diminué de 0,19 % pendant la période, à 3,911 millions de MWh. La hausse du prix n’a donc pas été provoquée par une progression de la demande globale. Le mix de production s’est plutôt détourné de l’hydroélectricité. Les centrales hydrauliques ont fourni 69,18 % de la production sibérienne, tandis que la part des centrales thermiques est montée à 30,82 %. Un recours accru au thermique peut relever le coût marginal de l’électricité livrée au marché de gros.
La demande a été plus dynamique dans les autres régions. La consommation a augmenté de 0,95 % dans la Russie européenne et l’Oural, à 14,331 millions de MWh, et de 1,95 % en Extrême-Orient, à 796 553 MWh. Les centrales thermiques ont assuré 67,81 % de la production extrême-orientale, contre 32,19 % pour l’hydraulique. Dans la première zone tarifaire, qui couvre la Russie européenne et l’Oural, la part du nucléaire a reculé à 31,16 %, tandis que celle du thermique a atteint 60,41 %.
Les industriels font face à des écarts régionaux
L’essentiel de l’électricité russe est vendu sur le marché du jour pour le lendemain, où les prix reflètent la combinaison de moyens de production nécessaire pour satisfaire la consommation attendue. Les écarts par rapport à la demande programmée sont négociés en temps réel sur le marché d’équilibrage. La disponibilité des différents moyens de production peut donc modifier les prix de gros même lorsque la consommation est stable ou en baisse, comme l’illustrent les chiffres sibériens.
La géographie du marché a également évolué. Depuis le début de 2025, la République des Komis et la région d’Arkhangelsk ont rejoint la première zone tarifaire, tandis que l’Extrême-Orient a intégré la seconde. Les résultats de la Sibérie et de l’Extrême-Orient continuent d’être calculés séparément, car leurs réseaux électriques interconnectés appartiennent à des zones synchrones différentes.
Le coût des capacités reste contesté
Cette hausse hebdomadaire intervient alors que producteurs et consommateurs industriels débattent du futur coût des capacités. Le 9 juillet, les entreprises de production auraient proposé de remplacer l’inflation officielle, dans la formule d’indexation des prix issus de la sélection concurrentielle des capacités, par un indice sectoriel de pression sur les prix. Elles ont invoqué la hausse des dépenses de réparation et d’équipement. Les consommateurs industriels se sont opposés au projet, estimant qu’il pourrait ajouter environ 135 milliards de ₽ aux coûts du marché.
À l’échelle des entreprises, En+ Group a accru sa production d’électricité de 5,1 % au premier semestre 2026, à 41,1 milliards de kWh. La production hydraulique a progressé de 8,2 %, tandis que la production thermique a reculé de 3,1 %. Le segment énergétique a généré 2,89 milliards de dollars de chiffre d’affaires et l’EBITDA ajusté a augmenté de 35,5 %. Pour les acheteurs industriels, les dernières données montrent néanmoins que les conditions régionales de production peuvent encore provoquer de fortes variations des dépenses d’électricité à court terme.
