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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

EPEX SPOT et EEX

EPEX SPOT EEX bourse de l'électricité Marché day-ahead Marché infrajournalier marché à terme commerce d'électricité

EPEX SPOT et l'EEX sont des plateformes de négociation organisées pour l'électricité et les produits proches de l'énergie en Europe. Elles appartiennent au même groupe d'entreprises, mais couvrent des horizons temporels différents. EPEX SPOT est compétente pour le négoce d'électricité à court terme, c'est-à-dire pour le marché day-ahead et le marché intraday. La European Energy Exchange (EEX), dont le siège est à Leipzig, est surtout associée au marché à terme. On y négocie des contrats à terme (futures) sur l'électricité et d'autres contrats grâce auxquels les acteurs du marché fixent des prix pour de futures périodes de livraison. L'EEX négocie en outre du gaz naturel et des produits de fret, et met aux enchères des quotas d'émission dans le cadre du système d'échange de quotas d'émission de l'UE.

Entreprise et actionnaires

EPEX SPOT est exploitée par EPEX SPOT SE, une société européenne dont le siège est en France (Paris). Elle est soumise à des règles fixées au niveau européen. 51 % du capital sont détenus par EEX Group, qui fait partie de Deutsche Börse. Les 49 % restants sont détenus par HGRT, une société holding des gestionnaires de réseau de transport Amprion, APG, Elia, RTE, Swissgrid et TenneT. Outre le directoire et le conseil de surveillance, EPEX SPOT dispose d'un conseil de bourse et d'une surveillance de marché propre. Le négoce spot faisait auparavant partie de l'EEX. Il a été transféré en 2008/2009 à EPEX SPOT, fondée conjointement avec la bourse française Powernext. C'est pourquoi l'expression courante selon laquelle le prix day-ahead serait déterminé à la « bourse de l'électricité de Leipzig » n'est plus exacte.

Ce qui est négocié : des quantités d'énergie dans des créneaux fixes

Sur ces bourses, l'électricité est négociée sous forme de quantité d'énergie, le plus souvent en mégawattheures (MWh). Un mégawattheure correspond à une puissance d'un mégawatt fournie ou consommée pendant une heure. Un contrat fixe quelle quantité d'énergie est livrée, sur quelle période et dans quelle zone de marché, ainsi que les modalités de règlement. Pour les produits au quart d'heure, il s'agit de la quantité d'énergie sur 15 minutes. Un contrat au quart d'heure portant sur 1 MW représente donc 0,25 MWh. La bourse ne remplace pas l'exploitation du réseau. L'injection et le soutirage doivent être équilibrés physiquement à chaque instant, même si les transactions sont conclues par blocs de temps.

Marché day-ahead : enchère quotidienne, au quart d'heure depuis octobre 2025

Sur le marché day-ahead, offreurs et demandeurs soumettent la veille des offres pour le jour de livraison suivant. Les marchés day-ahead européens sont couplés au sein du Single Day-Ahead Coupling (SDAC). Un algorithme commun calcule ensemble les offres de toutes les zones de dépôt des offres participantes, en tenant compte de la capacité de transport disponible entre les zones. Le prix day-ahead n'est donc pas un prix administré national. Il résulte d'une procédure d'enchères européenne régie par des règles. Le jour de négociation du 30 septembre 2025 (jour de livraison : 1er octobre 2025), le SDAC est passé d'intervalles horaires à des intervalles d'un quart d'heure. Depuis, les prix day-ahead sont calculés pour chaque quart d'heure. Le fondement en est le règlement (UE) 2019/943 sur le marché de l'électricité.

Marché intraday : négoce continu et enchères

Le marché intraday se situe plus près du moment de la livraison. Il permet d'y compenser les erreurs de prévision et les changements à court terme. C'est important parce que l'électricité éolienne et solaire dépend de la météo, que les prévisions de consommation ne sont jamais exactes et que des installations peuvent tomber en panne de manière imprévue. Au niveau européen, le négoce intraday passe par le Single Intraday Coupling (SIDC). On y négocie en continu et, depuis le 13 juin 2024, trois enchères intraday paneuropéennes par jour s'y ajoutent. Ces enchères attribuent aussi un prix à la capacité transfrontalière sur la période intraday. Plus la livraison approche, plus le négoce porte sur des besoins d'équilibrage concrets. Un responsable d'équilibre adapte ses programmes de marche, un agrégateur de commercialisation directe corrige la prévision d'un parc éolien, un exploitant de stockage exploite les écarts de prix entre quarts d'heure.

EEX et marché à terme : couverture plutôt que prévision

Sur le marché à terme de l'EEX, des quantités d'électricité sont négociées pour de futures périodes de livraison, par exemple des semaines, des mois, des trimestres ou des années. De nombreux futures sur l'électricité sont réglés purement financièrement, certains aussi avec livraison physique. Ces produits servent surtout à la couverture des prix. Un fournisseur limite ses futurs coûts d'approvisionnement, un producteur sécurise ses recettes, une entreprise industrielle réduit son risque de prix. Un prix à terme n'est pas une prévision fiable. Il contient des anticipations, des primes de risque, des effets de liquidité du marché et le besoin de couverture des acteurs. Qui lit les prix à terme comme une prévision méconnaît la fonction du marché : il transfère des risques entre les acteurs du marché.

Règlement et compensation

Le négoce en bourse ne fonctionne que si les participants font confiance aux règles, aux données et au règlement. De nombreuses transactions à l'EEX et à EPEX SPOT sont réglées et garanties via European Commodity Clearing (ECC), qui appartient à EEX Group. Une chambre de compensation s'interpose comme contrepartie centrale entre acheteur et vendeur. Ainsi, chaque opérateur n'a pas à supporter lui-même le risque de défaillance de tous les autres. Pour en savoir plus, voir l'entrée compensation (clearing).

Bourse de l'électricité n'est pas synonyme de marché de l'électricité

EPEX SPOT et l'EEX ne représentent pas l'ensemble du marché de l'électricité. Une grande partie de l'électricité est négociée hors bourse : via des transactions de gré à gré (OTC), des contrats de fourniture bilatéraux ou des contrats d'achat à long terme tels que le Power Purchase Agreement. S'y ajoutent les marchés de l'énergie de réglage, le redispatching, le règlement des périmètres d'équilibre, les tarifs d'utilisation des réseaux et les mécanismes publics de soutien ou de prélèvements. Dans les couplages de marché européens, plusieurs opérateurs de bourse (NEMO) sont en outre actifs. EPEX SPOT est un acteur important, mais pas le seul dans chaque zone de marché.

On assimile souvent le prix de bourse au prix de l'électricité pour les ménages. Or le prix pour le client final comprend, outre les coûts d'approvisionnement, des tarifs d'utilisation des réseaux, des impôts, des taxes, des prélèvements, des coûts de commercialisation et des marges de risque. Les fournisseurs achètent généralement de manière échelonnée sur de longues périodes et se couvrent sur le marché à terme. Une baisse du prix day-ahead n'arrive donc pas immédiatement chez les ménages, sauf avec des tarifs dynamiques. La bourse elle-même ne produit pas non plus d'électricité. Elle ne décide ni de la disponibilité des centrales, ni du développement du réseau, ni des prix des combustibles, ni de la météo. Elle fournit des règles, des plateformes de négociation, des procédures d'enchères et le règlement. Les prix résultent des offres des acteurs du marché.

Formation des prix, zone de dépôt des offres et réseau

Au sein d'une zone de dépôt des offres, il existe en principe un prix de gros unique pour chaque période de livraison. L'Allemagne forme une telle zone avec le Luxembourg. Une zone de dépôt des offres est une zone de négociation et ne reproduit pas chaque ligne. Si beaucoup d'électricité éolienne est injectée dans le nord tandis que la consommation est élevée dans le sud, le prix de bourse reste néanmoins unique. Les gestionnaires de réseau doivent alors résoudre les congestions au sein de la zone par du redispatching. Les coûts correspondants n'apparaissent pas dans le prix de bourse, mais sont répercutés pour l'essentiel via des tarifs d'utilisation des réseaux régulés. C'est pourquoi des prix de bourse bas et des coûts de congestion élevés peuvent apparaître simultanément. La question de savoir si le découpage des zones de dépôt des offres reflète suffisamment bien les congestions réelles relève de la régulation européenne et nationale. Les bourses n'en décident pas seules.

Les prix négatifs sont souvent mal compris. Un prix day-ahead négatif ne signifie pas que l'électricité est sans valeur ni que le système a failli. Il montre que, sur cette période, une production abondante, qui ne peut guère être réduite à court terme, rencontre trop peu de demande ou de flexibilité. Les puissances minimales techniques des centrales, la cogénération de chaleur, les règles de soutien, l'incertitude des prévisions et des stockages limités y contribuent. Les prix négatifs signalent donc un manque de capacité d'absorption, de flexibilité ou de capacité de réseau.

Importance pour les énergies renouvelables et la flexibilité

Plus il y a d'électricité éolienne et solaire dans le système, plus les marchés à court terme gagnent en importance. À midi, le photovoltaïque fait baisser les prix ; aux heures du soir peu ventées, ils montent. Le passage au quart d'heure vise à refléter plus précisément ces fluctuations. Pour la flexibilité, cela crée des possibilités de recettes : les batteries de stockage, les processus industriels flexibles, les électrolyseurs, les pompes à chaleur avec stockage ou la recharge pilotée de voitures électriques peuvent réagir aux écarts de prix. Un signal de prix seul ne crée toutefois pas encore de flexibilité. Les installations doivent être pilotables et la mesure doit être correcte. Les règles d'équilibrage et les tarifs d'utilisation des réseaux doivent autoriser un comportement flexible, et les petits consommateurs ont besoin de tarifs adaptés et d'automatisation.

L'EEX joue un autre rôle dans le système énergétique. Plus les prix spot fluctuent, plus la question de savoir qui supporte le risque de prix devient importante : producteurs, fournisseurs, industrie, négociants, État ou consommateurs. Les futures et les contrats à long terme répartissent ce risque, mais ne l'éliminent pas. Qui se couvre paie pour la prévisibilité. Qui fige ses recettes renonce à des gains possibles si les prix montent plus tard. En résumé : EPEX SPOT affecte à court terme production et consommation dans des périodes de livraison fixes, l'EEX organise la gestion des risques de prix futurs. Aucun de ces deux marchés n'explique à lui seul la sécurité d'approvisionnement, les prix pour les clients finals ou les coûts de développement du réseau.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:47

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