Prix spot de l'électricité

Le prix spot de l'électricité aujourd'hui

Voici le cours spot de l'électricité en France pour la journée, publié la veille sur la bourse EPEX : la moyenne du jour, l'heure la moins chère, l'heure la plus chère et le profil heure par heure, à jour en septembre 2026. Ce sont des prix de gros bruts en €/MWh, hors taxes et hors acheminement, la matière première de votre facture, pas son montant final.

Prix de gros de l'électricité en France : comment se situe-t-on par rapport à l'Europe ?

Prix spot de l'électricité en Europe aujourd'hui

Grâce au mécanisme de couplage des marchés, les prix de gros convergent d'un pays à l'autre. Le tableau ci-dessous présente les prix spot du jour pour les principales zones européennes, mis à jour en continu :

Comment a évolué le cours de l'électricité en Europe ?

En 2024, les prix de gros de l'électricité ont enregistré une baisse générale à l'échelle européenne, particulièrement marquée dans les pays dont la production est largement décarbonée. En 2024, en France, le prix moyen annuel du marché spot a chuté à 58 €/MWh, contre 97 €/MWh en 2023 et 276 €/MWh en 2022, traduisant une tendance de baisse significative (source : bilan électrique RTE 2024). Cette évolution s'inscrit dans un contexte où les prix sont devenus plus compétitifs, en particulier grâce à un mix énergétique de plus en plus décarboné.

Concernant les prix à terme de l'électricité, la France se distingue par des tarifs inférieurs à ceux de la majorité de ses voisins européens. L'exception notable concerne la péninsule ibérique, où les prix restent relativement bas, en raison de sa faible interconnexion avec les autres réseaux européens et de son mix énergétique fortement renouvelable.

L’harmonisation des prix à l’échelle européenne est facilitée par le mécanisme de price coupling mis en œuvre par EPEX, soutenu par l'algorithme Euphemia. Ce mécanisme permet d'optimiser les échanges d'électricité entre les pays, en favorisant la circulation d'électricité bon marché vers les marchés où les prix sont plus élevés.

L'effet de cette harmonisation est direct : les prix de gros dans un pays sont influencés par ses interconnexions avec ses voisins. Par exemple, si la France exporte de l’électricité à bas coût vers l'Allemagne, cela entraîne une légère hausse du prix spot français et une baisse du prix en Allemagne.

Comprendre le prix spot de l'électricité

Le prix spot est le cours auquel l'électricité s'échange sur le marché de gros pour une livraison le lendemain. Il est fixé heure par heure sur la bourse EPEX SPOT et s'exprime en €/MWh, hors taxes et hors acheminement. C'est un prix de marché brut : il peut varier fortement d'une heure à l'autre, et même devenir négatif lorsque la production dépasse la demande.

Ce prix spot n'est pas ce que paie directement un particulier. Le prix d'une offre d'électricité (en €/kWh) ajoute au cours de gros l'acheminement (TURPE), les taxes et la marge du fournisseur. Seuls les contrats à tarification dynamique répercutent le cours spot heure par heure, chaque fournisseur restant libre d'y appliquer sa propre marge.

Le détail horaire du cours spot pour la journée est affiché ci-dessous, en €/MWh brut :

L'évolution des prix de gros de l'électricité

Suivre l’évolution des prix de l’électricité est essentiel pour comprendre le marché et évaluer si votre contrat actuel reste adapté. Un prix fixe souscrit par le passé peut ne plus être avantageux si les tarifs du marché ont baissé, tandis qu’un prix indexé ou dynamique peut offrir des économies si vous savez quand consommer.

Évolution du prix moyen journalier

Évolution du tarif dynamique de l’électricité sur les 30 derniers jours en France :

Évolution du prix moyen mensuel

Évolution du prix de gros moyen sur les 12 derniers mois en France :

Pourquoi des prix négatifs sur le marché de gros ?

Il arrive que certaines heures de la journée sur le marché de l'électricité enregistrent des prix négatifs. Cela signifie que l'offre d'électricité excède largement la demande, créant un excédent. Cette situation est souvent due à la production excessive d'électricité, notamment par des sources renouvelables comme l'éolien et le solaire, qui, par leur intermittence, peuvent entraîner des périodes où les prix deviennent négatifs. Les producteurs, ne pouvant pas arrêter immédiatement leur production, se retrouvent à devoir vendre leur énergie à prix négatif pour équilibrer l'offre et la demande.

Ces épisodes de prix négatifs sont de plus en plus fréquents, en particulier à certaines périodes de l'année, comme en été, lorsque la production solaire atteint son pic.

Ces heures à prix négatifs peuvent représenter des opportunités pour ajuster votre consommation. Par exemple, si vous disposez d'appareils programmables comme un chauffe-eau, vous pourriez en profiter pour consommer pendant ces périodes, contribuant ainsi à mieux équilibrer la demande sur le réseau.

En revanche, ces situations illustrent aussi les défis liés à l'intégration des énergies renouvelables dans notre système électrique. Le développement de l'éolien et du solaire, associé à des mécanismes de gestion de la demande comme l'effacement, pourrait aider à mieux gérer ces pics de production et limiter les épisodes de prix négatifs à l'avenir.

Qu’est-ce que le marché de gros de l’électricité ?

Un moyen de s'approvisionner en électricité

Le marché de gros de l'électricité est l'une des principales voies par lesquelles les fournisseurs s'approvisionnent pour répondre aux besoins de leurs clients. Sur ce marché, l'électricité est négociée entre producteurs, fournisseurs et négociants avant d'être livrée aux consommateurs finaux. Les fournisseurs achètent ainsi l'énergie nécessaire pour alimenter les particuliers et les entreprises, en complément de leurs éventuelles propres capacités de production. Jusqu'au 31 décembre 2025, l'Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique (ARENH) permettait aux fournisseurs alternatifs d'acheter de l'électricité nucléaire à un tarif régulé auprès d'EDF ; il a depuis été remplacé par le versement nucléaire universel (VNU).

Les acteurs

Sur le marché de gros de l'électricité, les transactions sont de deux natures, physiques ou financières :

• Physiques ;
• Financières.

Les différents acteurs du marché interagissent entre eux de la manière suivante :

• Les producteurs ;
• Les négociants ;
• Les fournisseurs ;
• Les opérateurs d’effacement ;
• Les régulateurs.

Ces transactions peuvent être effectuées :

• Sur les bourses numériques (produits spot et futures) ;
• Sur le marché de gré à gré ;
• Sur le marché de gré à gré intermédié.

Et le marché de détail ? Le marché de détail de l’électricité est le marché de l'électricité qui est accessible aux clients finaux. Il concerne les offres d’électricité commercialisées par les fournisseurs aux particuliers et aux entreprises.

Comment le prix de gros impacte le prix de l'électricité ?

Même si la majorité des offres d'électricité ne sont pas directement indexées sur les marchés de gros, les prix de ces marchés influencent bien les tarifs de l'électricité payés par les consommateurs.

De nombreux fournisseurs ne produisent pas d'électricité et dépendent donc entièrement ou fortement des marchés. Leurs fluctuations pourront se ressentir directement sur les factures d'électricité si le fournisseur décide (ou non) de les répercuter sur ses grilles tarifaires.

Aussi, selon les stratégies et les compétences de tel ou tel fournisseur, ils pourront s'approvisionner à un prix plus ou moins bon, pour ensuite la vendre à un tarif plus ou moins intéressant à leurs clients.

Notons enfin que les prix de gros font partie du calcul du tarif réglementé de l'électricité, qui est l'offre de la majorité des Français et l'offre qui sert généralement de référence sur le marché de détail.

Le marché spot

Le marché spot concerne les approvisionnements qui viennent couvrir les besoins en électricité de court-terme. Il peut arriver que telle ou telle source d'énergie soit moins disponible, ou que la demande anticipée soit plus élevée que prévu (notamment pour des raisons météorologiques). C'est donc sur ce marché que les fournisseurs vont venir acheter l'électricité dont ils auront besoin.

On y distingue plusieurs segments de marché :

• l’échéance journalière ;
• l’échéance infra-journalière.

Le marché journalier (ou Day-ahead)

Sur le marché journalier, les transactions d'achat et de vente sont effectuées la veille du jour de livraison. Les producteurs et les fournisseurs soumettent leurs offres et demandes pour chaque heure de la journée suivante. Ces propositions formant des enchères sont ensuite agrégées, et un prix d'équilibre est déterminé pour chaque heure en fonction de la rencontre entre l'offre et la demande. Il est publié chaque jour entre 12h30 et 13h00 par un mécanisme d'enchères communes reflétant l'équilibre offre-demande à cette échéance.

Ce mécanisme permet aux participants de planifier et de sécuriser leurs positions à court terme, tout en assurant une formation transparente des prix reflétant les conditions prévues par le marché.

En France, la bourse EPEX SPOT est la principale plateforme facilitant ces échanges journaliers.

Le marché infra-journalier (ou intraday)

Le marché infra-journalier complète le marché journalier en offrant aux acteurs la possibilité d'ajuster leurs positions en temps réel, jusqu'à quelques minutes avant la livraison effective de l'électricité. Ce marché est essentiel pour gérer les imprévus, tels que les fluctuations soudaines de la demande ou les variations de production, notamment issues des sources renouvelables intermittentes comme l'éolien ou le solaire.

Les transactions y sont généralement continues, permettant une grande flexibilité et réactivité. Cette flexibilité est cruciale pour maintenir l'équilibre du système électrique et assurer une fourniture stable aux consommateurs. Les fournisseurs peuvent être pénalisés s'ils n'ont pas prévu suffisamment d'électricité pour couvrir les besoins de consommation de leurs clients.

Intrinsèquement, les prix sur le marché infra-journalier peuvent varier significativement en fonction des conditions instantanées du réseau, reflétant ainsi les dynamiques de l'offre et de la demande en temps réel.

Le merit order

Le merit order, ou « ordre de mérite », consiste à classer les différentes sources de production d'électricité en fonction de leurs coûts marginaux de production, c'est-à-dire le coût de production d'une unité supplémentaire d'énergie.

• Les sources d'énergie aux coûts marginaux les plus bas sont sollicitées en priorité pour répondre à la demande ;
• À mesure que la demande augmente, des sources plus coûteuses sont intégrées pour satisfaire les besoins supplémentaires.

Cette approche fondamentale sur le marché spot permet d'optimiser les coûts de production et d'assurer un approvisionnement efficace en électricité.

Le price coupling

Le price coupling, ou « couplage des prix », est un mécanisme utilisé pour intégrer les marchés de l'électricité de différentes régions ou pays. Il vise à déterminer simultanément les prix de l'électricité et les flux transfrontaliers, en tenant compte des capacités d'interconnexion disponibles entre les zones.

En Europe, cette approche est mise en œuvre à travers des initiatives telles que le Price Coupling of Regions (PCR), qui réunit plusieurs bourses de l'électricité européennes. Le PCR utilise un algorithme commun pour calculer les prix journaliers de l'électricité et allouer implicitement les capacités d'interconnexion, favorisant ainsi une utilisation plus efficiente des ressources énergétiques et une convergence des prix entre les marchés participants.

Le marché d'ajustement

Le marché d'ajustement est un mécanisme servant à maintenir l'équilibre en temps réel entre l'offre et la demande d'électricité. Géré par le gestionnaire de réseau de transport (RTE en France), ce marché permet d'ajuster les écarts imprévus en mobilisant des réserves de production (capacités) ou en sollicitant des réductions de consommation (effacement).

Le marché à terme

C'est sur le marché à terme de l'électricité que les fournisseurs vont pouvoir s'approvisionner pour leurs besoins de long-termes. Le prix est négocié au moment de la conclusion du contrat, mais la livraison peut avoir lieu dans les jours, semaines, mois, trimestres ou même dans les années à venir.

Les prix des produits à terme sont moins soumis à la volatilité que les prix des produits spot, car ils sont établis sur une moyenne des prix anticipés pour la période visée.

Les contrats futures, réalisés via une bourse de l'électricité

Les contrats à terme standardisés, ou « futures », sont des accords négociés sur des bourses d'électricité, telles que l'EEX (European Energy Exchange). Ces contrats obligent les parties à acheter ou vendre une quantité déterminée d'électricité à un prix fixé, avec une livraison prévue à une date future spécifique.

Standardisés en termes de volume, de durée et de conditions, ils offrent une liquidité élevée et une transparence accrue, facilitant la couverture des risques liés aux fluctuations des prix de l'électricité pour les producteurs, les fournisseurs et les traders.

Les contrats forwards, réalisés en direct (gré-à-gré ou OTC)

Les contrats à terme personnalisés, ou « forwards », sont des accords bilatéraux négociés de gré-à-gré (on dit aussi OTC pour « Over The Counter ») directement entre deux parties, sans passer par une bourse centralisée. Ces contrats offrent une flexibilité accrue, permettant aux parties de définir librement les termes de l'accord, tels que le volume, la durée, le prix et les conditions de livraison, adaptés à leurs besoins spécifiques.

Les contrats forwards sont couramment utilisés par les producteurs et les grands consommateurs d'électricité pour sécuriser des conditions d'approvisionnement sur mesure, souvent dans le cadre de stratégies de gestion des risques ou de projets spécifiques.

Les charges baseload et peakload

Le charge de base, ou « baseload », correspond à la quantité d'électricité nécessaire pour satisfaire la demande minimale continue sur le réseau électrique, 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7. Cette demande constante est généralement couverte par des moyens de production capables de fournir une puissance stable, tels que les centrales nucléaires ou les grandes centrales hydroélectriques. Sur le marché de gros de l'électricité, le baseload est un produit standardisé représentant une fourniture continue d'électricité sur une période donnée, souvent utilisé par les fournisseurs pour assurer un approvisionnement régulier à leurs clients.

La charge de pointe, ou « peakload », désigne la quantité d'électricité requise pour répondre aux pics de consommation, généralement observés du lundi au vendredi, entre 8h et 20h. Ces périodes correspondent aux moments où la demande en électricité est la plus élevée, notamment en raison des activités industrielles et commerciales. Pour faire face à ces pointes de demande, des moyens de production flexibles et réactifs, tels que les centrales à gaz ou certaines installations hydroélectriques, sont mobilisés. Sur le marché de gros, le peakload est un produit spécifique permettant aux fournisseurs d'ajuster leur approvisionnement en fonction des variations anticipées de la demande.

Les autres marchés de l’électricité

Au-delà du marché spot et du marché à terme, plusieurs mécanismes jouent un rôle déterminant dans le fonctionnement du système électrique et influencent indirectement les prix pour les consommateurs. Deux marchés clés sont le marché des garanties d’origine et le marché carbone européen (EU ETS).

Le marché des garanties d’origine (GO)

Les garanties d’origine sont des certificats électroniques attribués pour chaque MWh produit à partir de sources renouvelables, telles que l’éolien, le solaire, l’hydraulique ou la biomasse. Elles permettent aux fournisseurs d’attester la part d’électricité verte qu’ils fournissent à leurs clients et de se conformer aux obligations réglementaires. Ces certificats peuvent être achetés et revendus indépendamment de l’électricité physique, créant un marché secondaire qui valorise la production renouvelable.

Le marché carbone européen (EU ETS)

Le marché carbone européen fixe des quotas d’émission de CO₂ aux entreprises émettrices, incluant les centrales thermiques et certains industriels. Chaque tonne de CO₂ émise au-delà du quota doit être couverte par un certificat d’émission. En 2024, le prix moyen d’une tonne de CO₂ était d’environ 65 €/tCO₂ (source : EEA, 2024), ce qui fait que le coût du carbone influence directement le coût marginal des centrales fossiles et se répercute sur le prix spot et sur les contrats à terme.

Ce mécanisme incite les producteurs à préférer les technologies à faible émission et à optimiser leur mix énergétique, tout en intégrant progressivement le coût du CO₂ dans les prix de l’électricité pour les consommateurs finaux.

Pourquoi ces marchés sont-ils importants ?

• Impact sur les prix de gros ;
• Incitation à la production verte ;
• Planification et couverture des risques.

Questions fréquentes sur le marché de gros de l'électricité