Le marché de gros de l'électricité et du gaz
Comment se forment les prix que vous payez, entre marché spot et contrats à terme.
Par Joris Oliva-Perez, fondateur et président d’Ezper · Mis à jour le 28 octobre 2026
Définition
Le marché de gros est l'endroit où se négocie l'électricité et le gaz entre professionnels -- producteurs, fournisseurs, gros industriels -- avant d'arriver, sous forme de contrat, sur la facture d'une entreprise. Il détermine une part considérable du prix final : le marché de gros représente entre 35% et 45% du prix TTC pour un client résidentiel en France, une proportion généralement encore plus élevée pour un site professionnel dont le contrat est directement indexé sur ces cours.
Seuls les fournisseurs d'énergie et certains très grands industriels électro-intensifs disposent des garanties financières nécessaires pour traiter directement sur les places de marché (EEX, EPEX Spot) -- une entreprise classique n'y accède donc jamais directement, mais son prix de fourniture en dépend presque toujours, que le contrat soit à prix fixe ou indexé.
Deux marchés distincts : le spot et le forward
Le marché de gros se divise en deux grandes familles de produits, aux logiques très différentes :
- Le marché spot (comptant), organisé par EPEX Spot, fixe le prix de l'électricité livrée le lendemain (marché Day-Ahead) ou dans les heures suivantes (marché Intraday, avec des ajustements possibles jusqu'à 5 minutes avant la livraison).
- Le marché forward (à terme), organisé par l'EEX, permet d'acheter aujourd'hui des blocs d'énergie pour une livraison future -- le mois, le trimestre, ou l'année suivante (les fameux contrats « Cal », pour Calendaire).
Ces deux marchés interagissent constamment : un fournisseur qui a vendu un contrat à prix fixe à un client se couvre généralement sur le marché forward, tandis qu'un contrat indexé « spot » suit directement les cours quotidiens d'EPEX.
Un contrat à prix fixe se couvre sur le forward ; un contrat indexé suit les cours spot quotidiens.
Le mécanisme du prix marginal (merit order)
Le prix de l'électricité sur le marché spot obéit à un principe appelé merit order : chaque centrale de production est appelée à produire selon un ordre de priorité qui dépend de son coût marginal -- les énergies renouvelables (éolien, solaire), sans coût de combustible, sont appelées en premier ; les centrales à gaz, plus coûteuses, ne sont sollicitées qu'en dernier recours, lorsque la demande dépasse ce que les autres moyens de production peuvent fournir.
Conséquence directe et souvent mal comprise : lorsque les centrales à gaz sont nécessaires pour équilibrer le réseau (typiquement en soirée, lors du pic de consommation), le coût du gaz devient le prix de référence pour l'intégralité de l'électricité vendue à cette heure-là -- même celle produite par le nucléaire ou les renouvelables, vendus au même prix que la centrale la plus chère appelée. C'est ce mécanisme qui explique la forte corrélation historique entre prix du gaz et prix de l'électricité.
Schéma de principe : hauteurs indicatives du coût marginal, largeurs indicatives du volume appelé.
La volatilité intra-journalière
Le prix day-ahead n'est pas le même à toutes les heures de la journée. Les heures de milieu de journée, quand la production solaire est abondante, sont souvent les moins chères. Le pic de prix survient en général en début de soirée, quand la consommation reste élevée alors que le solaire ne produit plus. L'écart entre l'heure la moins chère et l'heure la plus chère d'une même journée peut atteindre plusieurs dizaines d'euros par mégawattheure. Les prix horaires sont publiés chaque jour par EPEX Spot, et la CRE en fait la synthèse dans son observatoire des marchés de gros.
Cette volatilité intra-journalière explique l'intérêt, pour une entreprise capable de décaler certains usages, d'opter pour un contrat indexé sur le spot plutôt qu'un prix fixe -- à condition d'accepter le risque inverse en cas de flambée durable des prix.
En €/MWh. Le contrat indexé expose aussi au risque inverse en cas de flambée durable.
Une décennie de forte volatilité
Le marché de gros français a connu une trajectoire extrême depuis 2021, comme le montrent quelques repères :
| Période | Prix moyen ou pic | Contexte |
|---|---|---|
| 2012-2020 | Proche du tarif ARENH (42 €/MWh) | Marché relativement stable |
| 2021 (début de crise) | 109,20 €/MWh (moyenne annuelle) | Reprise post-Covid, tensions sur le gaz |
| Fin 2021 | Pics journaliers records sur le day-ahead | Tensions sur le gaz et arrêts de réacteurs nucléaires (corrosion sous contrainte) |
| 2022 | Jusqu'à 276 €/MWh (moyenne annuelle) | Crise gazière européenne, guerre en Ukraine |
| 2025-2026 | Nette baisse par rapport au pic de 2022 | Détente des prix du gaz et disponibilité nucléaire retrouvée |
En €/MWh. Les repères mêlent moyennes annuelles et un pic journalier — lecture d'ordre de grandeur.
Foire aux questions
Quelle est la différence entre EEX, EPEX Spot et Powernext ? EPEX Spot, issu du rapprochement des activités spot de l'EEX allemand et de Powernext, gère les marchés Day-Ahead et Intraday. L'EEX (European Energy Exchange) gère les marchés à terme de l'électricité, du gaz et du CO2. Powernext a été absorbé par le groupe EEX et n'opère plus de marché en son nom propre : les produits gaz français se négocient sur EEX, au point d'échange de gaz (PEG) opéré par GRTgaz.
EEX et EPEX sont-ils fiables comme référence pour un contrat indexé ? Oui : ce sont les bourses de référence officielles utilisées par l'ensemble des fournisseurs et par la CRE elle-même, qui publie un observatoire trimestriel des marchés de gros de l'électricité et du gaz.
Une entreprise peut-elle acheter directement sur le marché de gros ? En théorie oui, mais en pratique seuls les fournisseurs et quelques très grands industriels électro-intensifs disposent des garanties financières nécessaires -- une PME classique passe nécessairement par un fournisseur, qui répercute (ou fixe) le prix selon les conditions du contrat signé.
Le marché de gros a-t-il changé depuis la fin de l'ARENH ? Oui, structurellement : depuis le 31 décembre 2025, il n'existe plus de « part réservée » à prix administré pour les fournisseurs -- l'électricité achetée par une entreprise dépend désormais des prix de marché, sous réserve du Versement Nucléaire Universel (un filet de sécurité, voir la fiche dédiée), des tarifs réglementés encore accessibles aux plus petits sites et des contrats de long terme proposés par EDF.