Marché SPOT, day-ahead, long terme, infrajournalier. Voilà autant de notions qui sont évidentes pour les habitués du marché de gros de l’électricité, mais qui ressemblent à du chinois pour le commun des mortels. Dans cet article, nous revenons sur le fonctionnement du marché de l’électricité à l’échelle européenne, et sur les méthodes qui permettent d’en calculer le prix.
Le prix de l’électricité fait souvent la une de l’actualité. Il illustre parfaitement les conséquences financières des tensions géopolitiques, des enjeux de la décarbonation et même du changement climatique. Pourtant, tout le monde ignore comment il est établi, et surtout à quoi il fait référence. C’est donc l’heure de faire un point sur le marché de gros de l’électricité, et sur les raisons pour lesquelles chaque Français risque d’y prêter de plus en plus attention.
En simplifiant la situation française, on distingue deux types de marchés : le marché à long terme et le marché SPOT, qui permet des ajustements plus fins au jour le jour. Cette combinaison des deux permet d’atteindre un équilibre constant entre l’offre et la demande. Ce dernier est ensuite affiné en temps réel par RTE, le gestionnaire français du réseau d’électricité.
À lire aussiPourquoi le prix de l’électricité augmente en même temps que celui du gaz ?Avant de rentrer dans le vif du sujet, il faut d’abord revenir sur les différents acteurs qui animent ce marché. On retrouve :
Ces quatre acteurs effectuent des échanges et des transactions sur des bourses, ou de gré à gré.
Pour ces échanges et ces transactions, on retrouve d’abord les produits à terme. Les différents acteurs du marché de l’électricité peuvent conclure des contrats sur les semaines, mois et même années à venir. Ces contrats permettent de sécuriser un approvisionnement sur le long terme, d’éviter les mauvaises surprises à cause d’un prix au jour le jour trop élevé. Enfin, ce type de contrat permet de s’assurer un approvisionnement en électricité bas carbone.
Parmi les exemples récents de contrats sur le long terme, il y a les récents accords passés entre EDF et de grands consommateurs comme ArcelorMittal, Lafarge ou TotalEnergies, grâce au contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN). Notons que les volumes enregistrés sur les marchés à terme ont atteint 1897 TWh en 2025 pour une consommation d’électricité de seulement 451 TWh. Cela s’explique par le fait que chaque MWh peut faire l’objet de plusieurs transactions entre le producteur, le fournisseur et un potentiel négociant. De plus, ces contrats servent souvent de couverture, mais ne correspondent pas forcément à des MWh physiques.
De ce fait, les ajustements sont nombreux. À cela s’ajoutent des acteurs purement financiers qui prennent temporairement des positions pour les échanger plus tard.
À lire aussiCette particularité française fait flamber les prix de l’électricité à long termeAu-delà des marchés à long terme, le SPOT est un marché de l’électricité à très court terme. Il permet d’acheter et de vendre de l’électricité pour le lendemain ou le jour même. Il se compose de deux segments, le day-ahead et le intraday.
C’est ce marché qui fixe le prix de référence de l’électricité. Chaque jour, les acteurs (producteurs et consommateurs) du marché fixent des ordres pour toute la journée du lendemain, ce qui aboutit à une enchère journalière unique, de dimension européenne, qui confronte offre et demande. Les capacités de production sont classées selon la règle du merit order (les MWh les moins chers sont choisis en premier) jusqu’à atteindre le niveau de consommation estimé. Pour illustrer, quand les besoins s’élèvent à 60 GW d’électricité, la production peut se présenter de cette manière :
Le dernier producteur nécessaire pour équilibrer le système, souvent appelé centrale marginale, fixe le prix pour l’ensemble des MWh retenus sur cette période. Dans notre exemple, cela signifie que les 60 GW de production seront rémunérés à 160 €/MWh. Conséquence de ce mode de fonctionnement, lors des épisodes de forte consommation, même les moyens de production au coût très élevé sont mobilisés, ce qui engendre une forte hausse des prix.
Notons que les MWh échangés sur le marché spot day-ahead ne sont qu’une fraction de la consommation d’électricité totale française. En 2025, 139 TWh d’électricité ont été achetés via le marché day-ahead, sur une consommation totale de 451 TWh.
La plateforme éCO2mix de RTE permet de consulter le prix de l’électricité sur le day-ahead sur 9 pays européens, au pas de 15 minutes. On peut y voir les fortes fluctuations du prix de l’électricité au fil de la journée.
Pour finir, afin d’affiner avec précision l’équilibre entre offre et demande, il existe un autre marché SPOT, l’intraday, qui prend la forme d’un marché continu et permet d’ajuster presque en temps réel les capacités de production aux besoins de consommation, jusqu’à une heure avant la livraison effective du MWh d’électricité. Il existe également trois enchères par jour dédiées à la maille de 15 minutes.
À lire aussiCette particularité française fait flamber les prix de l’électricité à long termeJusqu’à récemment, pour les Français, ce marché de gros de l’électricité n’avait que peu d’incidence sur la facture d’électricité à la fin du mois, mais cela pourrait changer dans les années à venir. Le déploiement massif de capacités de production d’électricité renouvelable a eu pour effet d’augmenter fortement la volatilité du prix de l’électricité. Du printemps à l’automne, il n’est pas rare de voir le prix de l’électricité passer de 0 €/MWh à plus de 200 €/MWh sur la journée.
Cette grande volatilité est un inconvénient pour certaines situations, mais peut également être un avantage pour tous les acteurs de flexibilité qui ont des capacités de stockage. Or, le marché des batteries domestiques progresse, tandis que certains fournisseurs d’électricité commencent à proposer des abonnements à tarification dynamique. Comprenez que le prix proposé est indexé au prix SPOT day-ahead.
La combinaison des deux permet, en théorie, à chacun d’acheter de l’électricité quand elle est la moins chère pour la réutiliser pendant les périodes de tensions énergétiques. Cette solution pourrait permettre une baisse de la facture d’électricité, tout en participant de manière concrète à l’équilibre du réseau.
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Par Kevin CHAMPEAU
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