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PEG gaz : Bourse et Prix du Cours au 14 mai 2025 & futur

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Le PEG correspond à la bourse du gaz naturel en France. Les projections des marchés indiquent une baisse progressive des prix du gaz au cours des prochaines années.

Cours et prix PEG du gaz en temps réel

Le prix du gaz PEG pour une livraison en juin 2025 est actuellement de 34,461 €/MWh. Pour l'année 2026, le prix du gaz s'échange actuellement autour de 34 €/MWh, contre 29 €/MWh pour l'année 2027, et 25 €/MWh pour l’année 2028.

Prix PEG M+1
(juin 2025)

Prix PEG Q+1
(3ème trimestre 2025)

Prix PEG Y+1
(année 2026)

Prix PEG Y+2
(année 2027)

Prix PEG Y+3
(année 2028)

Source : Powernext EEX, données disponibles au 14/05/2025.

Cotation EEX PEG Futurs Gaz le 13/05/2025
Futurs mensuels
Janvier 202636.038 € / MWh
Février 202635.739 € / MWh
Mars 202635.177 € / MWh
Avril 202632.998 € / MWh
Mai 202530.785 € / MWh
Mai 202632.141 € / MWh
Juin 202533.513 € / MWh
Juillet 202533.964 € / MWh
Septembre 202534.658 € / MWh
Octobre 202535.005 € / MWh
Novembre 202535.011 € / MWh
Décembre 202536.236 € / MWh
Futurs trimestriels
3ème trimestre 202534.138 € / MWh
4ème trimestre 202535.278 € / MWh
1er trimestre 202635.648 € / MWh
2ème trimestre 202632.221 € / MWh
3ème trimestre 202631.725 € / MWh
4ème trimestre 202632.777 € / MWh
1er trimestre 202732.029 € / MWh
2ème trimestre 202727.86 € / MWh
3ème trimestre 202727.466 € / MWh
4ème trimestre 202727.802 € / MWh
1er trimestre 202829.043 € / MWh
Futurs annuels
Année 202632.991 € / MWh
Année 202825.173 € / MWh
Année 202923.891 € / MWh
Année 203023.617 € / MWh
Année 203124.034 € / MWh

Prix PEG pour juin 2025

Le produit Month Ahead (M+1) représente le coût d'achat du gaz naturel sur le marché de gros, pour une livraison programmée pour le mois suivant celui de la négociation. Par exemple, un contrat M+1 conclu en mai implique une livraison du gaz en juin. Ce prix est déterminé en mai, sur la base des anticipations des conditions de marché prévues pour le mois de juin.

Le prix du gaz PEG pour une livraison en juin 2025 s’élève à 34,46 €/MWh. Au cours des 12 derniers mois, le prix le plus élevé pour une livraison en juin 2025 a été atteint le 11/02/2025, à 56,42 €/MWh, tandis que le plus bas sur la période (et donc le moment le plus opportun où il aurait fallu acheter pour être livré le mois prochain) a été enregistré le 30/04/2025 avec un prix de 31,1 €/MWh.

Source : EEX PEG Futures gaz

Prix PEG pour le 3ème trimestre 2025

Le produit Quarter Ahead (Q+1) représente le prix de gros du gaz naturel pour des livraisons couvrant le trimestre suivant le trimestre en cours. Ces contrats permettent de fixer à l'avance le prix du gaz pour une période trimestrielle spécifique. Par exemple, si un contrat Q+1 est négocié en mai, pendant le deuxième trimestre de l'année, il s'appliquera aux livraisons de gaz prévues pour le troisième trimestre, soient les mois de juillet, août et septembre.

Le prix du gaz PEG pour une livraison au 3ème trimestre 2025 est actuellement fixé à 34,86 €/MWh. Au cours des 12 derniers mois, le prix le plus haut (et donc le moins bon moment pour acheter) pour la livraison au 3ème trimestre 2025 a été atteint le 11/02/2025, à 55,89 €/MWh, tandis que le plus bas (et donc le meilleur moment pour acheter pour les fournisseurs souhaitant être livrés au trimestre à venir) était de 25,18 €/MWh, le 23/02/2024.

Source : EEX PEG Futures gaz

Prix PEG pour les trois années à venir

Le produit Year Ahead (Y+1) correspond au prix d'achat du gaz naturel pour l'ensemble des livraisons prévues sur l'année civile suivante. Autrement dit, si un contrat Y+1 est négocié en 2025, il fixe le prix du gaz pour les livraisons effectuées tout au long de l'année 2026.

Le prix du gaz PEG aujourd'hui pour une livraison l'année 2026 est de 33,71 €/MWh. Au cours des 12 derniers mois, le prix le plus haut atteint pour une livraison l'année prochaine fut de 43,86 €/MWh, obtenu le 11/02/2025, tandis que le prix le plus bas fut de 26,07 €/MWh, tel qu'observé sur le marché le 23/02/2024.

Source : EEX PEG Futures gaz

Les prix du gaz suivent actuellement une tendance à la baisse continue, et cela jusqu'à l'année 2028. Pour l’année 2026, comme nous venons de le voir, le prix PEG est de 33,71 €/MWh. Ce tarif baisse encore à 29,23 €/MWh pour l'année 2027, avant d’atteindre 25,48 €/MWh pour l'année 2028.

Les variations à venir restent modérées, suggérant une tendance baissière stable.

Le PEG en tant que bourse du gaz naturel

Le Point d’Échange de Gaz (PEG) est une place de marché virtuelle permettant aux acteurs du marché français de négocier du gaz naturel sans contrainte géographique. Il fonctionne comme une bourse dématérialisée, où acheteurs et vendeurs peuvent échanger des volumes de gaz pour la France sans être liés à un point physique spécifique.

Le PEG permet aux participants de négocier le gaz et de fixer son prix.

Contrairement aux hubs physiques (comme le Henry Hub aux États-Unis), le PEG ne correspond à aucun lieu précis d’entrée ou de sortie du gaz. Il permet ainsi une fluidité totale des transactions et une meilleure transparence des prix.

Les échanges sur le PEG sont réalisés en ligne et en temps réel, et certaines transactions nécessitent que les négociants disposent d’un compte d’équilibrage leur permettant d’optimiser leurs flux de gaz.

Le PEG en tant que zone de marché

Une zone de marché du gaz est une région où l’approvisionnement en gaz est géré par un ou plusieurs opérateurs de transport. En France, ce sont NaTran et Téréga qui en ont la charge. Au sein de cette zone, le gaz injecté peut être livré à différents points de consommation à un prix unique, facilitant ainsi son échange entre les acteurs du marché.

Avant le 1er novembre 2018, la France comptait plusieurs zones de marché distinctes : le PEG Nord et la TRS (Trading Region South), qui englobait les réseaux de GRTgaz Sud et TIGF. Depuis cette date, ces zones ont fusionné pour former une seule et même entité : la Trading Region France (TRF), simplifiant ainsi la structure du marché et favorisant la fluidité des échanges.

Entrées et sorties

Le PEG unique permet aux participants de réaliser des transactions sans se soucier des contraintes logistiques. Ainsi, les échanges se déroulent dans un cadre fluide, indépendamment des points physiques d’entrée et de sortie. Le PEG facilite les échanges entre fournisseurs de gaz et gestionnaires de réseaux de transport pour assurer l’équilibrage journalier du marché, sans nécessité de réserver une capacité de transport.

En outre, le gaz peut être échangé à tout moment entre son injection et son retrait du réseau.

points d'entrées, de sorties et de stockage du gaz en France

Capacités

Aucune capacité spécifique n’est requise pour échanger sur le PEG, hormis celles liées aux entrées et sorties du réseau. Un acteur du marché ayant une capacité d’entrée peut injecter du gaz sur le PEG, tandis que ceux disposant d’une capacité de sortie peuvent en extraire pour la distribution.

Ce mécanisme dissocie ainsi trois composantes clés : le prix du gaz lui-même, les coûts de transport et les coûts de distribution, permettant une meilleure structuration des prix.

Le modèle tarifaire repose sur un système entrée-sortie, dans lequel le gaz est injecté dans un réservoir virtuel puis redistribué aux points de sortie situés aux frontières ou à l’intérieur du territoire.

Équilibrage

Dans une zone de marché, les fournisseurs doivent injecter autant de gaz qu’ils en consomment, pour garantir un équilibre constant du réseau. Cet équilibre est assuré par un mécanisme de compensation des flux entrants et sortants.

Reseau et canalisations Gaz Naturel

Les échanges sont régulés par des groupes d’équilibrage, représentant les fournisseurs et négociants actifs sur le marché. Chaque groupe est supervisé par un gestionnaire de groupe d’équilibrage (GGE), qui s’assure que les volumes de gaz achetés et vendus restent équilibrés.

Si des déséquilibres surviennent, une énergie de réglage peut être mobilisée pour compenser les écarts. Dans ce cas, le gestionnaire de la zone de marché intervient pour corriger ces écarts par des achats ou ventes de gaz supplémentaires, garantissant ainsi la stabilité du marché.

Grâce à ces mécanismes, le PEG assure un marché fluide et transparent, permettant une meilleure anticipation des prix et une optimisation des flux de gaz en France.

Trading Region France : retour sur la fusion des zones de marché du gaz

Trading Region France (aussi désigné par son sigle « TRF ») est donc le nom attribué à la zone de marché unique du gaz naturel en France. Auparavant, il y en avait deux.

Diposer d'une zone unique pour le marché du gaz permet :

  • une uniformisation des prix sur tout le territoire 
  • une simplification de la facturation ;
  • une facilitation de la compréhension du marché, et donc une amélioration de son attractivité

Avant 2018 : encore deux PEG de gaz en France

Avant novembre 2018, il existait deux points virtuels en France :

  1. PEG Nord qui concernait les transactions dans le nord de la France ;
  2. TRS ou Trading Region South pour les transactions dans le sud de la France.

Ces deux places d'échanges ont été unifiées en 2018 pour créer un marché unique de gaz, en raison de la disparité des prix en France. En effet, comme le Nord était mieux relié aux réseaux des autres pays européens, les prix du gaz y étaient donc plus avantageux, contrairement au Sud qui était principalement alimenté par du GNL, plus cher.

Carte zones PEG
Le réseau français de transport de gaz se divisait en trois zones d'équilibrage jusqu'en 2018 : les zones Nord et Sud, gérées par GRTGaz (filiale du groupe GDF Suez) et la zone Sud-Ouest, gérée par TIGF.

Histoire résumée des zones d’équilibrage

Initialement, la vaste majorité du réseau de transport de gaz naturel en France était gérée par GDF. Ses axes étaient conçus selon les sources d’approvisionnement, et étaient surtout axés sur un transport local de gaz naturel. Les interconnections nationales et leurs Points d'Équilibrages ne sont arrivées que plus tard.

C’est durant les prémices au transport du gaz naturel que l’on découvre les gisements de gaz naturel de Lacq, dans le sud de la France. Pour cela, un réseau de transport de gaz était nécessaire : l’entreprise d’Etat Elf-Aquitaine a donc été chargée de concevoir et entretenir le réseau pour le gaz naturel aux alentours de Lacq. Lors du rachat d’Elf par Total en 1994, Total rachète aussi ses infrastructures, notamment son réseau de transport présent dans le sud-ouest de la France.

Avec l’apparition d’un réseau au niveau national et européen, les zones d’équilibrage avaient de moins en moins de sens, et ont donc progressivement disparu. Ainsi, jusqu’en 2003, on comptait 7 zones d’équilibrage en France. Dès 2003, il n’en restait plus que 5 (CFMOuest, GFMOuest, GRTNord, GDFEst, et TIGF). L’objectif de réduction des zones de marché est toujours le même : simplifier le marché du gaz en France et en Europe, fluidifier les échanges, favoriser la concurrence entre les différents fournisseurs, et réduire les inégalités entre les clients en fonction des réseaux auxquels ils étaient connectés. Il existait en effet des différences tarifaires selon le réseau de transport utilisé, ce qui complexifie considérablement le transport et l’acheminement du gaz naturel, particulièrement dans le contexte de l’ouverture à la concurrence des fournisseurs d’énergie.

Jusqu’au 1er novembre 2018, trois zones subsistaient : les zones GRT Nord et GRT Sud, ainsi que la zone gérée par TIGF.

Évolutions futures du marché du gaz

Désormais unifié, cette structure devrait peu évoluer par la suite. Le seul élément à considérer est l'intégration croissante de mécanismes de capacité afin d'éviter tout risque de déséquilibre dans l’approvisionnement, notamment lors de baisse de volumes de livraison dans certains points d'entrée pour des raisons techniques, financières ou géopolitiques.

Quelle organisation dans le reste de l'Europe ?

Chaque pays européen dispose de sa propre place de marché.

  • PEG pour la France ;
  • TTF pour les Pays-Bas ;
  • NBP pour le Royaume-Uni ;
  • ZEE pour la Belgique ;
  • THB pour l'Allemagne ;
  • PSV pour l'Italie.
  • MS-ATR pour l'Espagne

Le TTF néerlandais est l'indice de référence au niveau européen, car il est le point d'échange privilégié des acteurs majeurs des marchés européens du gaz du fait de sa liquidité. Ainsi, il influe sur les niveaux des prix des marchés voisins, comme la France.

Valable pour une consommation située entre 5 500 kWh et 55 000 kWh - Données relevées en avril 2025 - Source : Eurostat - Graphique : Selectra

L'association ENTSO Gaz (raccourci en ENTSO-G) a été créée afin de faciliter les interactions et le transport de gaz au sein de l’Union Européenne. Elle est chargée d'améliorer les coopérations entre les acteurs nationaux, et ainsi faciliter les transactions transfrontalières, coordonner le développement des réseaux de manière rationnelle entre les différents transporteurs et inciter à une gestion efficace du réseau au niveau européen.

Le Prix Repère du Gaz de la CRE est indexé (entre autres) sur le PEG

Le PEG est utilisé chaque mois pour le calcul du Prix Repère du Gaz défini par la CRE. Il sert de référence pour évaluer les coûts d’approvisionnement du gaz en France, reflétant les fluctuations des prix sur les marchés de gros français. Ce prix est indexé sur deux composantes principales :

  1. 80 % sur l’indice MA2 (Month-Ahead+2) : il correspond à la moyenne des cotations du contrat futur mensuel, enregistrée sur la plateforme EEX pour le mois de livraison, sur une période d’un mois se terminant un mois avant le mois de livraison visé.
  2. 20 % sur l’indice QA (Quarter-Ahead) : il représente la moyenne des cotations du contrat futur trimestriel, observée sur la même plateforme, pour le trimestre de livraison, sur une période d’un mois se terminant un mois avant le début du trimestre concerné.