Marché à terme de l'électricité en France : prix en temps réel

Par Chloé Servigne

Experte en Énergie (B2B et B2C)

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Le marché à terme de l’électricité, segment du marché de gros, permet aux acteurs d’acheter ou vendre des volumes standardisés d’électricité à prix fixé pour une livraison future. Principalement utilisé pour la couverture contre la volatilité du marché spot, il repose sur des contrats mensuels, trimestriels ou annuels, négociés soit de gré à gré, soit sur des plateformes comme l’EEX. En France, au 16 mai 2025, le contrat annuel CAL26 est valorisé à 58,5 €/MWh en base. Le prochain contrat mensuel, juin 2025, est affiché à 22,48 €/MWh en base et 18,88 €/MWh en peak, relativement similaire en base et peak. Plus loin, le contrat CAL29 grimpe à 67,06 €/MWh, traduisant des anticipations haussières.

CAL26 : quel est le prix de l'électricité pour une livraison en 2026 ?

Au 16 mai 2025, le contrat CAL26 base est valorisé 58,5 € par MWh sur le marché, tandis que sa version peak s'établit à 69,3€ par MWh.

CAL27 : quel est le prix de l'électricité pour une livraison en 2027 ?

Au 16 mai 2025, le contrat CAL27 base est valorisé 57,29 € par MWh sur le marché, tandis que sa version peak s'établit à 69,03€ par MWh.

CAL28 : quel est le prix de l'électricité pour une livraison en 2028 ?

Au 16 mai 2025, le contrat CAL28 base est valorisé 61,71 € par MWh sur le marché, tandis que sa version peak s'établit à 72,03€ par MWh.

CAL29 : quel est le prix de l'électricité pour une livraison en 2029 ?

Au 16 mai 2025, le contrat CAL29 base est valorisé 67,06 € par MWh sur le marché, tandis que sa version peak s'établit à 76,66€ par MWh.

Comment les fournisseurs s'approvisionnent-ils sur le marché à terme de l'électricité ?

Pour sécuriser leurs prix de vente et limiter leur exposition à la volatilité du marché spot, les fournisseurs d’électricité s’appuient largement sur le marché à terme. Contrairement aux achats spot (pour une livraison immédiate ou le lendemain) les produits à terme leur permettent de bloquer des volumes et des prix sur des périodes futures, que ce soit un mois, un trimestre ou plusieurs années.

Ces contrats sont structurés en blocs horaires standardisés correspondant à différents profils de consommation. Les deux principales catégories sont les produits baseload et peakload, chacun répondant à un besoin spécifique dans la courbe de charge d’un portefeuille client.

En combinant ces différents produits à terme, les fournisseurs construisent un portefeuille d’achat adapté au profil de consommation de leurs clients, tout en maîtrisant leur exposition aux variations de prix. Cela leur permet de proposer des offres compétitives et prévisibles, qu’il s’agisse de contrats à prix fixe ou de contrats à prix indexés.

Baseload : lisser la consommation continue

Le produit baseload correspond à un volume d’électricité délivré en continu, 24 heures sur 24, 7 jours sur 7. C’est la brique de base de l’approvisionnement des fournisseurs, idéale pour couvrir la demande constante, comme celle des grandes industries ou des ménages en heures creuses.

Ce produit est généralement alimenté par des moyens de production capables d'assurer une disponibilité constante, comme le nucléaire ou l’hydroélectricité au fil de l’eau. Du fait de leur faible coût marginal, ces technologies permettent des prix relativement compétitifs sur les contrats baseload.

Peakload : s’adapter aux pointes de consommation

À l’inverse, le produit peakload cible les heures de forte consommation, généralement du lundi au vendredi de 8h à 20h. Ces créneaux correspondent aux pics de demande, notamment en période hivernale ou lors des activités industrielles intenses.

Pour répondre à ces besoins ponctuels, les fournisseurs s’approvisionnent via des centrales plus flexibles, comme les turbines à gaz ou les batteries, parfois complétées par des énergies renouvelables variables. Cette flexibilité a un coût, ce qui se reflète dans le prix plus élevé des produits peakload.

Les différents types de produits dérivés : forwards, options, futures

Sur le marché de l’électricité, trois grandes catégories de dérivés sont couramment utilisées : les futures, les forwards et les options.

• Les contrats futures sont des instruments standardisés négociés sur des marchés organisés, tels que l’EEX. Ils engagent formellement les deux parties à acheter ou vendre une quantité donnée d’électricité à un prix prédéfini à une date future. Ces contrats sont compensés par une chambre de compensation, qui agit comme un tiers de confiance garantissant l’exécution du contrat, limitant ainsi le risque de contrepartie. Les futures sont soumis à un mark-to-market quotidien : leur valeur est réévaluée chaque jour en fonction des prix de marché. Ils sont strictement encadrés (volumes, maturité, conditions) et offrent une liquidité élevée grâce à leur standardisation.
• Les contrats forwards sont des contrats à terme conclus de gré à gré (over-the-counter, OTC), directement entre deux parties ou via un broker. Contrairement aux futures, ils ne sont pas standardisés et peuvent être personnalisés en termes de volumes, échéances, prix et modalités de livraison. Leur flexibilité est un atout pour les acteurs aux besoins spécifiques, mais ils présentent aussi un risque accru de contrepartie, puisqu’aucune chambre de compensation n’intervient. Le paiement intervient généralement à l’échéance, et ils ne sont pas nécessairement soumis au marquage à marché quotidien.
• Les options donnent à leur détenteur le droit (et non l’obligation) d’acheter (option call) ou de vendre (option put) un contrat forward ou future à un prix d’exercice fixé à l’avance (le strike), à une date donnée. L’acheteur de l’option verse une prime (le premium) au vendeur en échange de cette flexibilité. Les options sont majoritairement négociées de gré à gré et sont peu liquides. Elles offrent cependant des stratégies de couverture sophistiquées, notamment contre les pics de prix.

Les acteurs du marché combinent souvent ces instruments dans des portefeuilles structurés afin de piloter leur exposition aux risques de prix, de volume ou de marché. D’autres produits dérivés plus spécifiques existent également, comme les shapes, les spreads ou les dérivés climatiques, mais ils occupent une place plus marginale sur le marché à terme de l’électricité.

Croissance continue des volumes échangés sur le marché à terme de l'électricité en 2025

L'activité sur le marché à terme de l'électricité au premier trimestre 2025 montre une tendance de forte croissance. En 2024, selon le Bulletin trimestriel de l’activité des marchés de gros de l’électricité du 1er trimestre 2025 publié par la CRE, les volumes échangés ont doublé par rapport à l'année précédente, ce qui témoigne d'une dynamique accrue sur le marché de gros de l'électricité. Ce phénomène s'est poursuivi au début de 2025, même si les volumes n'ont pas atteint les niveaux élevés observés en fin d'année 2024, en raison d'un ajustement saisonnier habituel.

Le marché à terme se structure autour de produits différenciés selon leur échéance (on parle aussi de « maturité »). Les produits à échéance courte, comme ceux sur l'année en cours ou l'année suivante, sont les plus échangés, et leur volume de transactions continue d'augmenter. En revanche, les produits à plus long terme, comme ceux à échéance Y+3 et au-delà, connaissent un développement plus lent. Cependant, les volumes pour ces contrats à long terme sont relativement stables, notamment pour les produits Y+3 en 2024.

Concernant les types d’échanges, la majorité des transactions se fait sur des contrats financiers, souvent négociés hors des bourses traditionnelles (négociés de gré à gré ou OTC - over-the-counter) et enregistrés pour compensation. Les échanges physiques, qui impliquent la livraison réelle d’électricité, sont également présents mais restent moins fréquents, surtout pour les contrats à long terme.

Enfin, l’analyse des positions ouvertes sur les marchés révèle une forte concentration autour des échéances proches de 2026. Cette situation s’explique par la fin programmée du dispositif ARENH, qui permettait à EDF de vendre une part de sa production nucléaire à un tarif régulé. À partir de 2026, ces volumes seront entièrement soumis aux règles du marché libre, poussant les acteurs à réajuster dès maintenant leurs positions de vente.

Prix à terme de l’électricité : la France parmi les leaders européens

En 2024, la France se distingue parmi les pays européens en offrant certains des prix à terme de l'électricité les plus compétitifs du marché. Après une période de hausses dues aux incertitudes énergétiques, les prix français sont redevenus attractifs par rapport à ceux des autres pays voisins. Cette tendance est principalement portée par la révision à la hausse des prévisions de production nucléaire d’EDF, qui a ajusté ses estimations à 358-364 TWh pour 2024, apportant ainsi une plus grande stabilité au marché français. Ces ajustements ont permis de réduire la prime de risque qui pesait sur les prix à terme en 2022.

Si la France bénéficie de cette dynamique favorable, elle reste en retrait par rapport à l’Espagne, qui continue d'afficher des prix plus bas grâce à son mix énergétique majoritairement renouvelable, avec plus de 60 GW d’éolien et de solaire installés en 2024. Toutefois, la compétitivité espagnole repose aussi sur des spécificités géographiques, et un marché moins interconnecté avec le reste de l’Europe. Le mécanisme ibérique qui avait limité les hausses de prix en Espagne en 2022 n’est plus en place depuis 2023.

Comment évoluent les prix de l'électricité à terme ?

Évolution du CAL26 et CAL27

Pour le contrat CAL26, le prix à terme le plus bas observé est de 58,5 €/MWh le 16/05/2025, tandis que le plus élevé atteint est de 74,99 €/MWh le 11/02/2025.

Pour le contrat CAL27, le prix à terme le plus bas observé est de 57,29 €/MWh le 16/05/2025, tandis que le plus élevé atteint est de 70,84 €/MWh le 01/08/2024.

Évolution du prix de l'électricité à terme pour les mois à venir

Pour le contrat juin 2025, le prix à terme le plus bas observé est de 17,6 €/MWh le 13/05/2025, tandis que le plus élevé atteint est de 69,92 €/MWh le 10/02/2025.

Pour le contrat juillet 2025, le prix à terme le plus bas observé est de 28,68 €/MWh le 14/05/2025, tandis que le plus élevé atteint est de 78,81 €/MWh le 11/02/2025.

Évolution du prix de l'électricité à terme pour les trimestres à venir

Pour le contrat Q3 2025, le prix à terme le plus bas observé est de 35,79 €/MWh le 14/05/2025, tandis que le plus élevé atteint est de 80,64 €/MWh le 11/02/2025.

Pour le contrat Q4 2025, le prix à terme le plus bas observé est de 71,94 €/MWh le 14/05/2025, tandis que le plus élevé atteint est de 101,62 €/MWh le 11/02/2025.

Qu’est-ce qui influence l’évolution des prix à terme de l’électricité ?

Contrairement aux prix spot de l'électricité, très sensibles aux conditions météorologiques à court terme, les prix à terme reflètent les anticipations du marché sur l’équilibre futur entre l’offre et la demande d’électricité. Plusieurs facteurs clés entrent en jeu dans leur formation :

• Les perspectives des prix du gaz : en Europe, le prix de l’électricité est largement influencé par le coût de la dernière centrale activée pour satisfaire la demande, souvent une centrale à gaz. Par conséquent, les fluctuations des prix du gaz naturel (elles-mêmes liées à des dynamiques mondiales : conflits géopolitiques, stocks de gaz, GNL, etc.) ont un impact direct sur les prix à terme de l’électricité.
• Les anticipations de production : la disponibilité future des moyens de production (notamment nucléaire, hydraulique ou renouvelable) joue un rôle central. Par exemple, une prévision de production nucléaire revue à la hausse peut faire baisser les prix à terme, en réduisant la probabilité d’avoir recours à des moyens thermiques plus coûteux.
• La perception des risques et l’incertitude : les prix à terme intègrent une prime de risque. En période de tension ou d’incertitude (comme lors de la crise énergétique de 2022), cette prime augmente fortement, traduisant la crainte d’une offre insuffisante ou instable à l’échéance du contrat.
• Les politiques climatiques et le prix du CO₂ : les coûts associés aux émissions de carbone (quotas, marché du carbone européen) influencent le coût de production des centrales thermiques, et donc les anticipations de prix. Une hausse du prix du CO₂ peut tirer les prix à terme vers le haut.

Les marchés à terme permettent aux producteurs, aux fournisseurs et aux gros consommateurs de se prémunir contre la volatilité du marché spot en fixant dès aujourd’hui un prix pour une livraison future. Ils servent ainsi de référence pour définir les tarifs proposés aux clients ou sécuriser les marges. La majorité de la production et de la consommation d’électricité est d’ailleurs couverte à l’avance sur ces marchés, tandis qu’une part plus réduite transite par les marchés spot.

Prix de l'électricité à terme : de quoi parle-t-on ?

Définition

Le terme « prix de l’électricité » peut désigner deux choses différentes : le prix sur les marchés de gros ou le prix de détail, celui qui est facturé aux consommateurs finaux. Même sur les marchés de gros, plusieurs notions coexistent.

On parle ainsi de prix spot pour désigner le prix du MWh d’électricité livré le lendemain (marché journalier) ou dans les heures qui suivent (marché infrajournalier). Ces marchés concernent les transactions à court terme.

À l’inverse, les prix à terme correspondent à des contrats conclus pour une livraison future de l’électricité. L’échéance peut aller de quelques jours à plusieurs années, comme les contrats dits CAL (calendar year) qui couvrent une année entière.

Les prix à terme : une composante des tarifs réglementés

Les particuliers ne peuvent pas acheter d’électricité directement sur les marchés de gros, réservés aux fournisseurs et aux gros consommateurs industriels. Toutefois, même sans y accéder directement, les consommateurs finaux ont tout intérêt à suivre l’évolution des prix à terme.

Pourquoi ? Parce que ces prix influencent fortement les tarifs réglementés de vente (TRV), en combinaison avec d’autres éléments comme les coûts d’acheminement ou les taxes. En d’autres termes, bien que les ménages n’achètent pas leur électricité sur les marchés à terme, ces derniers ont un impact indirect mais réel sur leur facture.

Qui sont les acteurs du marché à terme ?

Le marché à terme de l’électricité s’articule autour de quatre grandes catégories d’acteurs :

• Les producteurs, qui sécurisent leurs revenus en vendant par anticipation tout ou partie de leur production électrique. En France, cela inclut notamment EDF ou Engie.
• Les traders, qui arbitrent et prennent position à l’achat ou à la vente dans une logique de couverture ou de spéculation. Parmi les principaux acteurs en France figurent EDF Trading, Engie Global Markets, TotalEnergies, Aspo, Mercuria, Uniper, Alpiq et Shell.
• Les brokers, qui agissent comme intermédiaires en mettant en relation acheteurs et vendeurs pour faciliter la conclusion des transactions. On peut citer par exemple Marex Spectron, TFS, BGC Partners, Tullett Prebon, ICAP, GDI et Evolution Markets.
• Les fournisseurs, qui acquièrent de l’électricité sur le marché de gros afin de la revendre sur le marché de détail à leurs clients finaux. Ils peuvent aussi être producteurs ou traders, comme c’est le cas de TotalEnergies ou Engie.

Une part significative des contrats à terme sur l’électricité est négociée de gré à gré (OTC), en dehors des marchés organisés. Toutefois, des plateformes d’échange centralisées comme l’EEX (European Energy Exchange), ICE Endex, Nasdaq Commodities ou NYMEX jouent un rôle croissant, notamment en matière de transparence des prix et de gestion des risques. En France, l’EEX constitue la principale place de marché pour les produits à terme standardisés.

Qui est EEX ?

La European Energy Exchange (EEX) est la principale Bourse de l’énergie en Europe, et la première place mondiale pour le trading d’électricité. Elle fournit une plateforme d’échange sécurisée, liquide et transparente pour l’électricité, mais aussi pour d'autres produits énergétiques (gaz, quotas de CO₂, garanties d’origine, etc.).

En tant que place de marché, EEX permet aux producteurs, fournisseurs, traders et consommateurs industriels d’acheter et de vendre de l’électricité via des contrats standards, notamment à terme. Ces échanges structurent le prix de l’électricité sur les marchés de gros.

EEX est placée sous la supervision de plusieurs autorités : en France, elle est surveillée à la fois par l’Autorité des marchés financiers (AMF), qui veille à la transparence et à l’intégrité des marchés financiers, et par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui garantit le bon fonctionnement des marchés de l’énergie.