Prix de bourse de l'électricité · Glossaire

Le prix de bourse de l'électricité est le prix auquel l'électricité est négociée sur une bourse de l'électricité organisée pour une période de livraison précisément définie. Ce qui est négocié n'est pas « l'électricité » en général, mais un produit standardisé : de l'énergie électrique livrée pendant un quart d'heure, une heure, un bloc journalier donné, ou sous forme de contrat mensuel, trimestriel ou annuel. En allemand courant, le terme désigne le plus souvent le prix de gros à court terme sur le marché spot, surtout le résultat de l'enchère sur le marché day-ahead pour la zone de dépôt des offres Allemagne/Luxembourg, tel que publié par exemple par EPEX Spot. Les prix intraday ou ceux du marché à terme peuvent aussi être visés. Il convient alors de le préciser expressément.

L'unité usuelle est l'euro par mégawattheure (€/MWh). Un mégawattheure équivaut à 1 000 kilowattheures. Les prix pour les ménages sont en revanche le plus souvent exprimés en centimes par kilowattheure. Un prix de bourse de 100 €/MWh correspond donc à 10 ct/kWh. S'y ajoutent les redevances de réseau, les impôts, les taxes et les prélèvements, ainsi que les coûts de commercialisation, de comptage, les risques d'approvisionnement et la marge du fournisseur. Cette seule conversion montre que le prix de bourse est une base importante de nombreux coûts de l'électricité, mais pas le prix payé par les clients finals.

Formation des prix sur le marché de l'électricité à court terme

Sur le marché day-ahead, on négocie les quantités à livrer le lendemain. Les acteurs du marché soumettent des offres : quelle quantité d'électricité ils veulent acheter ou vendre, et à quel prix. Dans l'enchère day-ahead couplée à l'échelle européenne (Single Day-Ahead Coupling, SDAC), un algorithme commun met en regard l'offre et la demande de toutes les zones de dépôt des offres participantes. Il tient compte à cet égard des capacités de transport transfrontalières disponibles. L'enchère a lieu chaque jour à 12h00 HEC. Depuis le jour de livraison du 1er octobre 2025 (jour de négociation du 30 septembre 2025), sa plus petite période est de 15 minutes dans toute l'Europe, au lieu d'une heure. L'Irlande fait exception avec 30 minutes. Le prix day-ahead est donc aujourd'hui en principe un prix au quart d'heure. Les moyennes horaires ou journalières en sont des indicateurs dérivés. Les offres en résolution horaire ou semi-horaire restent possibles chez EPEX Spot.

Le résultat est un prix pour une zone de dépôt des offres déterminée et une période déterminée. L'Allemagne et le Luxembourg forment une zone de dépôt des offres commune. Tant que les lignes entre les zones ne sont pas saturées, les prix des zones voisines s'alignent. Lorsqu'une frontière est saturée, les prix divergent.

La formation des prix suit l'ordre d'appel, la merit order. Les offres de vente sont classées par prix croissant. En situation de concurrence, ces offres s'alignent le plus souvent sur les coûts marginaux à court terme. Les installations éoliennes et photovoltaïques ont des coûts variables très faibles, car elles n'ont pas besoin de combustible. Les centrales à gaz et à charbon se situent plus haut, car s'y ajoutent le combustible, les quotas de CO₂ et d'autres coûts d'exploitation. Pour chaque période, l'offre la plus chère encore nécessaire pour couvrir la demande détermine le prix d'équilibre du marché. Toutes les offres retenues reçoivent ce prix unique (système de prix uniforme). Point important : les offres ne sont pas des déclarations de coûts. Une centrale soumise à une obligation de fourniture de chaleur peut par exemple offrir à un prix très bas, tandis qu'une installation rare peut offrir au-dessus de ses coûts marginaux.

Un prix unique ne signifie pas que toutes les installations ont les mêmes coûts. Il signifie seulement que, dans une zone de marché, chaque quantité négociée est valorisée de la même manière pendant la même période. Le prix de bourse de l'électricité ne montre donc pas les coûts moyens de production d'électricité. Il montre la valeur que possède l'énergie électrique à un moment donné selon les règles de marché en vigueur.

Le marché intraday complète le marché day-ahead. Les acteurs du marché peuvent y ajuster leurs positions jusque peu avant la livraison, par exemple lorsque la prévision éolienne s'est révélée inexacte, qu'une centrale tombe en panne ou que la demande évolue autrement que prévu. Les prix intraday peuvent s'écarter sensiblement du prix day-ahead, car de nouvelles informations et des fenêtres de temps très courtes y sont intégrées dans les prix. Le marché à terme remplit une autre fonction : on y négocie à l'avance des quantités d'électricité pour des semaines, des mois, des trimestres ou des années. Les prix à terme servent à se couvrir contre les fluctuations de prix. Ils reflètent les anticipations, les primes de risque et les prix à plus long terme des combustibles et du CO₂. L'électricité qui n'a pas été négociée à l'avance et qui entraîne des écarts dans les périmètres d'équilibre est enfin réglée via l'énergie d'ajustement. Ses prix ne sont pas des prix de bourse.

Distinction par rapport au prix de l'électricité pour les ménages

Le prix de bourse de l'électricité est un prix de gros, le prix de l'électricité pour les ménages est un prix pour le client final. Entre les deux se trouvent plusieurs composantes de coût. Les gestionnaires de réseau perçoivent des redevances de réseau pour le transport et la distribution. L'État perçoit des impôts, des taxes et des prélèvements, et les communes reçoivent des redevances de concession. S'ajoutent les coûts d'exploitation du point de mesure. Les fournisseurs intègrent en outre dans leurs calculs l'approvisionnement, la gestion du périmètre d'équilibre, le service client, la facturation, les impayés et leur marge.

C'est pourquoi la baisse des prix de bourse ne réduit pas automatiquement et immédiatement le prix de l'électricité pour les ménages. De nombreux fournisseurs achètent l'électricité sur le marché à terme, en partie des mois ou des années à l'avance, et lissent ainsi les fluctuations à court terme. Inversement, des prix de bourse élevés ne touchent pas immédiatement chaque client si son fournisseur a acheté tôt à bon prix. Le lien est plus étroit avec les tarifs d'électricité dynamiques : le prix de l'énergie par kilowattheure y dépend du prix de bourse et monte ou baisse avec lui. En Allemagne, en vertu de l'article 41a, alinéa 2 de l'EnWG, tous les fournisseurs d'électricité doivent proposer un tarif dynamique depuis le 1er janvier 2025. Cela vaut pour les consommateurs finals équipés d'un système de mesure intelligent. Même avec les tarifs dynamiques, les redevances de réseau, les impôts et d'autres composantes demeurent. Les fournisseurs doivent informer sur les avantages, les inconvénients et les risques.

Le prix de bourse de l'électricité n'est pas non plus la même chose que les coûts de l'approvisionnement en électricité. Il ne couvre que le prix de l'énergie électrique sur le marché de gros. Les coûts de développement du réseau, des services système, du redispatching, des réserves, de l'infrastructure de mesure ou des instruments de soutien n'y figurent pas ou seulement en partie. Pour évaluer les coûts du système, il ne suffit donc pas de regarder les prix de bourse.

Pourquoi le prix de bourse de l'électricité est pertinent dans le système électrique

Le prix de bourse de l'électricité est un important signal de coordination. Il indique quand l'électricité est rare et quand elle est abondante. Des prix élevés apparaissent typiquement en cas de forte demande, de peu de vent et de soleil, de disponibilité limitée des centrales ou de coûts élevés des combustibles et du CO₂. Des prix négatifs ou bas surviennent fréquemment lorsqu'une grande quantité d'électricité renouvelable rencontre une demande limitée et que le système ne réagit pas avec assez de flexibilité.

Pour les consommateurs flexibles, les stockages et les producteurs pilotables, ce signal vaut de l'argent. Les stockages par batterie se chargent lorsque les prix sont bas et réinjectent lorsqu'ils sont plus élevés, dans la mesure où la technique et la rentabilité le permettent. Les électrolyseurs, les pompes à chaleur avec stockage de chaleur, les procédés industriels ou les points de recharge de véhicules électriques peuvent décaler leur consommation dans le temps, dans la mesure où la production, le confort, le raccordement au réseau et la réglementation le permettent. Le prix de bourse est donc étroitement lié à la flexibilité, aux stockages et à la charge résiduelle, c'est-à-dire la demande diminuée de l'injection d'origine éolienne et solaire. La résolution au quart d'heure sur le marché day-ahead rend aussi visible l'ampleur des variations de prix au sein d'une heure, par exemple lors des rampes photovoltaïques du matin et du soir.

Avec la part croissante de la production dépendante de la météo, ce que le prix exprime change. Autrefois, ce sont surtout les coûts de combustible des centrales pilotables qui déterminaient le niveau des prix. Dans un système comportant beaucoup d'éolien et de photovoltaïque, les prix à court terme fluctuent davantage avec la météo, la disponibilité, la demande et les congestions du réseau. De nombreuses périodes avantageuses peuvent côtoyer quelques périodes très chères. Le prix moyen ne décrit cette situation que de manière incomplète. Pour l'exploitation et les investissements, comptent de plus en plus les profils de prix, les écarts de prix (spreads) et la fréquence des prix extrêmes.

Malentendus typiques

Un malentendu répandu : des prix de bourse bas ou négatifs signifieraient une électricité gratuite. En réalité, un prix négatif signifie que les vendeurs paient pour l'enlèvement et que les acheteurs reçoivent de l'argent s'ils prélèvent de l'électricité pendant cette période. Pour les clients finals, l'électricité n'est pourtant pas gratuite, car les redevances de réseau, les taxes et les coûts de fourniture continuent de s'appliquer. Les prix négatifs ont en outre souvent des causes techniques et institutionnelles. Certaines centrales ne peuvent pas réduire leur production aussi vite qu'on le voudrait. Des obligations de fourniture de chaleur peuvent imposer la poursuite de l'exploitation. Les règles de soutien influencent le comportement d'offre. Et la demande flexible n'est pas toujours disponible en quantité suffisante ni au bon endroit.

Un deuxième malentendu assimile le prix de bourse aux coûts de production des énergies renouvelables. Le fait qu'une installation photovoltaïque produise avec des coûts variables très faibles ne signifie pas que le prix de marché doive être nul pendant cette période. Il résulte de l'offre, de la demande et des capacités de transport. Inversement, un prix de bourse élevé ne signifie pas que chaque kilowattheure a été produit à un coût élevé. De nombreuses installations reçoivent le même prix de marché, bien que leurs coûts variables soient plus bas. Cet écart n'est pas une erreur de la formation des prix. Il fait partie d'une conception de marché qui valorise de manière uniforme la rareté à court terme et en refinance aussi les coûts fixes et les investissements.

Un troisième malentendu concerne l'espace. Le prix d'une zone de dépôt des offres ne dit rien sur la capacité du réseau à l'intérieur de la zone à transporter sans restriction chaque injection et chaque consommation. Les congestions du réseau à l'intérieur de l'Allemagne ne sont pas résolues par des prix de bourse régionalement différenciés. Après la négociation en bourse, les gestionnaires de réseau interviennent dans l'exploitation des installations. C'est ce qu'on appelle le redispatching. L'ancienne gestion de l'injection, autonome, pour les installations d'énergies renouvelables et de cogénération (KWK) a été intégrée au 1er octobre 2021 dans le système Redispatch 2.0. Ainsi, le prix de bourse de la zone peut signaler un excédent alors qu'ailleurs dans le réseau, des installations doivent être montées en puissance. Le marché de l'électricité et le réseau électrique sont étroitement couplés, mais ne représentent pas la rareté au même niveau.

Prix de marché, investissements et débats politiques

Les prix de bourse de l'électricité contribuent à déterminer les recettes des centrales, des stockages et des consommateurs flexibles. Pour les installations existantes, ils décident du moment où l'exploitation est rentable. Pour les nouvelles installations, ils font partie du calcul d'investissement, mais en sont rarement l'unique fondement. Les projets éoliens et solaires dépendent aussi des valeurs de marché attendues, des instruments de soutien, des contrats d'achat d'électricité à long terme (PPA), des coûts du capital et de la qualité du site. La puissance garantie, les stockages et les consommateurs flexibles ont besoin de signaux de prix qui rémunèrent leur disponibilité et leurs périodes d'utilisation. Lorsque les recettes élevées ne proviennent que de très peu d'heures, le risque pour les investisseurs augmente. Il en naît des débats sur les mécanismes de capacité, les réserves, la conception des redevances de réseau et la conception du marché dans son ensemble.

Le prix de bourse de l'électricité est donc politiquement pertinent sans être un prix fixé politiquement. Des règles déterminent quelles offres sont admissibles, comment les zones de dépôt des offres sont découpées, comment fonctionne le commerce transfrontalier, selon quelles périodes on négocie, comment l'énergie d'ajustement est réglée et quels coûts sont supportés en dehors du marché. Le passage du marché day-ahead aux produits de 15 minutes montre que ces règles évoluent. Qui veut comprendre l'effet des prix de bourse doit penser aussi aux règles. Un prix de bourse n'est pas une loi naturelle de la physique. Il est le résultat d'un marché organisé qui réunit des limites physiques, des exigences juridiques et des offres économiques.

Le terme prix de bourse de l'électricité désigne ainsi un prix de gros de l'énergie électrique déterminé dans le temps et dans l'espace. Il n'explique à lui seul ni le prix de l'électricité pour les ménages ni l'ensemble des coûts de l'approvisionnement en électricité. Sa signification réside dans le fait de rendre négociables la rareté à court terme, les excédents et les anticipations. Qui l'emploie avec précision distingue le prix de l'énergie, les coûts de réseau, les composantes de prix étatiques et les services système. Ce n'est qu'ainsi que les débats sur les prix de l'électricité, les énergies renouvelables, la sécurité d'approvisionnement et la flexibilité ne mélangent pas des niveaux différents.

Sources

15-minute products in Market Coupling — EPEX SPOT; unbekannt. Abschnitt „Introduction of 15-minute MTU contracts for Day-Ahead - SDAC“
Successful Implementation of 15-Minute Market Time Unit (MTU) in SDAC — EPEX SPOT / SDAC-Parteien; 2025-10-07. Pressemitteilung, Abschnitt „About SDAC“
§ 41a EnWG – Lastvariable, tageszeitabhängige oder dynamische und sonstige Stromtarife sowie Festpreisverträge — Bundesministerium der Justiz / Bundesamt für Justiz (gesetze-im-internet.de); unbekannt (abgerufen 2026-11-11). § 41a Abs. 2 und 6 EnWG
Dynamische Stromtarife — Bundesnetzagentur; unbekannt. Verbraucherportal, Abschnitt zur Kopplung des Arbeitspreises an den Börsenstrompreis
Festlegung der Mindestfaktoren für „Redispatch 2.0“ — Bundesnetzagentur; 2020-11-30. Abschnitt „Integration des Einspeisemanagements in das Redispatch 2.0“

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 16:14