Comment se forme le prix de l'électricité en France

Consultant & courtier en énergie

Spot, marché à terme, profil, capacité, CEE, réseaux, taxes : comment se construit le prix de l'électricité d'une entreprise en 2026, avec un exemple chiffré.

L'essentiel en une minute

Depuis la fin de l'ARENH au 31 décembre 2025, la part énergie de votre prix dépend à 100 % du marché.
Aux heures tendues, une centrale à gaz fixe souvent le prix, même en France : le spot est passé de 19 €/MWh en mai 2025 à 123 €/MWh en août 2026.
La date d'achat pèse plus que le choix du fournisseur : le Cal-27 cotait 57,46 €/MWh le 20 mars 2026 et 83,31 €/MWh le 22 septembre.
Lisez chaque offre brique par brique et comparez le prix de l'énergie au Cal du jour : l'écart mesure le coût du profil et la marge.
Ne signez pas 2027 seul au plus haut : couvrez 2027-2029 ou fractionnez vos achats.

Le prix de l’électricité d’une entreprise se forme en trois étages. D’abord le prix de gros, fixé chaque jour sur le marché spot et, pour les années à venir, sur le marché à terme. Ensuite le prix de fourniture, que votre fournisseur construit à partir du prix de gros en ajoutant le coût de votre profil de consommation, la capacité, les certificats d’économies d’énergie, d’éventuelles garanties d’origine et sa marge. Enfin l’acheminement et les taxes (TURPE, accise, TVA), identiques quel que soit le fournisseur. Depuis la fin de l’ARENH au 31 décembre 2025, le premier étage pèse plus lourd que jamais : il dépend désormais à 100 % du marché.

Le marché spot : comment se fixe le prix d’une heure d’électricité ?

Une enchère quotidienne, couplée à l’échelle européenne

Chaque jour à midi, les producteurs, fournisseurs et négociants déposent leurs offres d’achat et de vente pour le lendemain sur la bourse EPEX SPOT. C’est le marché day-ahead, ou « J-1 ». Il est couplé avec les autres pays européens (couplage SDAC) : un algorithme unique calcule en même temps les prix de toutes les zones et les échanges aux frontières, dans la limite des interconnexions.

Depuis le 1er octobre 2025, ce prix n’est plus calculé heure par heure mais par quart d’heure. C’est pourquoi on peut parler d’un pic à 487 €/MWh le 13 août 2026 à 19h45 : c’est le prix d’un quart d’heure précis, en pleine canicule.

L’ordre de mérite : la dernière centrale appelée fixe le prix

Pour chaque quart d’heure, les offres de vente sont classées de la moins chère à la plus chère : c’est l’ordre de mérite. On y trouve d’abord les moyens dont le coût variable est quasi nul (solaire, éolien, hydraulique au fil de l’eau), puis le nucléaire, puis les centrales thermiques, gaz en tête. L’offre et la demande se croisent sur une centrale précise : la centrale marginale. Son prix devient le prix de marché, payé à tous les producteurs retenus.

Deux conséquences très concrètes :

Quand la production renouvelable dépasse la demande, le prix peut devenir négatif. La France a connu 513 heures de prix négatifs en 2025 et 407 heures au seul premier semestre 2026, avec un plancher à −499 €/MWh le 1er mai 2026.
Quand il faut appeler les centrales à gaz, c’est leur coût qui fixe le prix : le gaz, plus le coût du CO₂ qu’elles émettent.

Pourquoi le gaz fixe souvent le prix, même en France

La France produit très peu d’électricité à partir de gaz : en 2025, la production thermique fossile y a atteint son plus bas niveau depuis 75 ans (RTE). Pourtant, le gaz fixe régulièrement le prix, pour deux raisons.

Aux heures tendues, en pointe du soir ou en hiver, ce sont les centrales à gaz qui bouclent l’équilibre. L’été 2026 l’a montré : avec jusqu’à 13,4 GW nucléaires indisponibles le 17 août et une hydraulique au plus bas, les centrales à gaz françaises ont produit 4,1 TWh contre 2,6 TWh à l’été 2025, avec un gaz lui-même au plus haut depuis fin 2022.
Le marché est couplé : quand les interconnexions ne sont pas saturées, le prix français s’aligne sur celui des voisins, où une centrale à gaz ou à charbon est souvent marginale.

Résultat : le spot français a fait le grand écart. Moyenne mensuelle de 19 €/MWh en mai 2025, 123 €/MWh en août 2026 et près de 140 €/MWh sur les trois premières semaines de septembre 2026. La moyenne annuelle 2025 s’est établie à 61 €/MWh (RTE).

Le marché à terme : le prix auquel vous achetez vraiment

Un prix fixe sur un, deux ou trois ans est construit à partir du marché à terme, où l’on échange aujourd’hui de l’électricité livrée plus tard, principalement sur la bourse EEX.

Les produits : calendaire, trimestre, mois ; base et pointe

Cal (calendaire) : livraison sur une année civile entière. « Cal-27 » désigne l’électricité livrée du 1er janvier au 31 décembre 2027.
Quarter (trimestre) et Month (mois) : livraisons plus courtes, qui permettent d’ajuster la forme saisonnière.
Base (baseload) : une puissance constante, 24 heures sur 24, toute la période.
Pointe (peakload) : une puissance livrée seulement aux heures ouvrées de journée, en semaine.

Un fournisseur « découpe » votre consommation en rubans de base et de pointe, puis complète avec des produits plus fins : voir notre article baseload et peakload.

Ce que disent les cotations en septembre 2026

Voici l’électricité France, base, sur les trois prochaines années de livraison (clôture du 22/09/2026) :

Produit EEX, électricité France base	Cotation au 22/09/2026	Moyenne des cotations en 2025	Point bas / haut 2026
Cal-27	83,31 €/MWh	59,48 €/MWh	48,71 € (10/02) / 92,80 € (14/09)
Cal-28	57,18 €/MWh	62,29 €/MWh	47,11 € (10/02) / 64,16 € (10/09)
Cal-29	54,97 €/MWh	66,16 €/MWh	48,53 € (05/02) / 59,40 € (10/09)

Moyennes calculées par nos soins sur les cotations quotidiennes EEX.

Lecture : le stress est concentré sur 2027. Le Cal-27 a pris 91 % entre le 10 février et le 14 septembre 2026, alors que 2028 et 2029 cotent aujourd’hui moins cher que leur moyenne de 2025. Le marché anticipe une année tendue, puis un retour au calme. Pour le détail, voir notre point marché de septembre 2026.

Du prix de gros au prix de fourniture : les briques ajoutées par le fournisseur

La CRE détaille ces briques dans sa délibération sur les tarifs réglementés 2026, construits depuis le 1er janvier à 100 % sur les prix de marché : c’est un bon étalon.

Le profil et l’écart de profil

Votre site ne consomme pas un ruban constant : plus le jour, plus en semaine, parfois plus en hiver. Le fournisseur achète donc des rubans de base et de pointe, puis une « forme » plus fine. Plus votre consommation se concentre sur les heures chères (journée d’hiver, pointe du soir), plus le prix moyen de votre MWh dépasse le prix base. C’est l’écart de profil. S’y ajoute le coût des écarts entre prévision et consommation réelle : la CRE le retient à 0,50 €/MWh pour 2026.

La capacité

Elle finance la sécurité d’approvisionnement des pointes d’hiver. Au 1er novembre 2026, le nouveau mécanisme centralisé fixe un prix de 18 646,6 €/MW pour l’hiver, réparti selon votre consommation pendant les jours de pointe (7h-10h et 17h-20h). En moyenne, la brique capacité du tarif bleu professionnel est de 3,13 €/MWh HT depuis le 1er août 2026 ; un site très actif aux pointes paie davantage. Détails dans notre guide mécanisme de capacité.

Les CEE

Les fournisseurs financent leur obligation d’économies d’énergie via les CEE. Avec la 6e période (2026-2030), la CRE a retenu 7,05 €/MWh pour les consommateurs non résidentiels dans les tarifs réglementés 2026, une brique en hausse de 53,5 %.

Les garanties d’origine

Pour une offre « verte », le fournisseur achète des garanties d’origine qui certifient qu’un volume équivalent d’électricité renouvelable a été produit. Leur coût varie selon la technologie et le pays d’origine. C’est une ligne à faire préciser dans chaque offre.

Les coûts commerciaux et la marge

Pour les tarifs jaunes et verts, la CRE retient 14,09 €/MWh de coûts de commercialisation, dont 6,98 €/MWh de CEE, et une rémunération normale fixée à 2,5 % du tarif moyen hors taxes.

Acheminement et taxes : la partie identique chez tous les fournisseurs

Acheminement (TURPE 7) : il rémunère RTE et Enedis. Il a augmenté de 3,04 % au 1er août 2026 en HTA-BT.
Accise sur l’électricité : 26,35 €/MWh depuis le 1er août 2026 pour les sites de plus de 36 kVA, avec des taux réduits de 5,5 à 0,5 €/MWh pour certaines activités industrielles. Voir notre guide accise électricité et gaz 2026.

Tableau de décomposition indicative d’un prix de fourniture

Brique	Ce qui la détermine	Repère chiffré
Énergie (ruban)	Prix à terme au moment de l’achat	Cal-27 base : 83,31 €/MWh (22/09/2026)
Profil / forme	Répartition horaire et saisonnière de votre consommation	Variable selon le site
Écarts d’équilibre	Précision des prévisions	0,50 €/MWh (CRE, TRV 2026)
Capacité	Consommation aux pointes d’hiver	3,13 €/MWh en moyenne tarif bleu pro (août 2026)
CEE	Obligation d’économies d’énergie	7,05 €/MWh non résidentiel (CRE, TRV 2026)
Garanties d’origine	Option verte	Selon offre
Coûts commerciaux et marge	Politique du fournisseur	Référence TRV : rémunération de 2,5 %
Acheminement	Puissance, option, tension	TURPE 7, +3,04 % au 01/08/2026
Accise	Catégorie, activité	26,35 €/MWh (> 36 kVA)

Exemple chiffré : un site de 1 000 MWh par an

Le prix de fourniture ressort à 104,52 €/MWh, 130,87 € avec l'accise ; la même couverture achetée le 20 mars aurait coûté environ 25 850 € de moins.PME, prix fixe 2027, calcul indicatif · voir le calcul

Calcul indicatif, hors TVA, hors acheminement. Les briques « profil » et « coûts commerciaux et marge » sont des hypothèses d’illustration ; les autres reprennent les références citées ci-dessus.

Une PME signe au 22 septembre 2026 un prix fixe pour 2027, pour 1 000 MWh par an.

Brique	€/MWh
Énergie, Cal-27 base	83,31
Profil (hypothèse)	5,00
Capacité (moyenne tarif bleu pro)	3,13
CEE	7,05
Écarts, frais de marché, risques (références CRE)	1,03
Coûts commerciaux et marge (hypothèse)	5,00
Prix de fourniture	104,52
Accise	26,35
Total hors acheminement et TVA	130,87

Soit environ 104 500 € de fourniture et 26 350 € d’accise sur l’année. Mais les vrais écarts se jouent ailleurs :

Le moment d’achat. Le 20 mars 2026, le Cal-27 cotait 57,46 €/MWh. La même couverture achetée à cette date aurait coûté environ 25 850 € de moins sur l’année (25,85 €/MWh × 1 000 MWh).
La durée. Un contrat de trois ans (2027-2029) construit sur la moyenne des trois calendaires au 22/09/2026 part d’une énergie à 65,15 €/MWh en moyenne, contre 83,31 € pour 2027 seul.

Vous pouvez refaire ce calcul avec vos volumes dans notre simulateur impact marché.

Ce qui a changé : la réforme européenne et la fin de l’ARENH

La réforme européenne du marché de l’électricité (2024)

Après la crise de 2022, l’Union européenne a réformé l’organisation du marché (règlement (UE) 2024/1747 et directive (UE) 2024/1711). L’ordre de mérite demeure, mais ses effets sont amortis :

Contrats pour différence bidirectionnels (CfD) : pour les nouveaux investissements soutenus par l’État dans l’éolien, le solaire, la géothermie, l’hydraulique sans réservoir et le nucléaire, l’État garantit un prix au producteur, qui reverse ses revenus quand le marché dépasse ce prix. Ils deviennent la règle pour les aides publiques à partir de mi-2027.
Contrats d’achat d’électricité de long terme (PPA) : les États doivent en favoriser le développement, pour que les entreprises puissent sécuriser un prix sur longue durée.
Déclaration de crise : en cas de flambée durable des prix de gros, des mesures de protection des consommateurs peuvent être déclenchées.

En France : fin de l’ARENH, arrivée du VNU

En 2025, l’ARENH à 42 €/MWh couvrait encore 43,8 % de la consommation d’un client au tarif réglementé (CRE). Depuis le 1er janvier 2026, tout est acheté au marché. Le versement nucléaire universel (VNU) ne redistribue qu’au-delà de 78 €/MWh de revenus nucléaires d’EDF, et la CRE ne prévoit pas de reversement pour 2027 à ce stade. Tout est expliqué dans notre guide fin de l’ARENH et VNU.

Les spécificités françaises : nucléaire, exportations et écart avec l’Allemagne

Un pays massivement exportateur : 92,3 TWh d’exportations nettes en 2025, record historique (RTE), puis 51 TWh au premier semestre 2026 selon EDF, et 23,7 TWh nets à l’été 2026 malgré la canicule.
Un parc nucléaire dominant : EDF estime sa production nucléaire en France à 350-370 TWh en 2026 et 2027.
Un prix à terme inférieur à celui de l’Allemagne : l’écart était d’environ 40 €/MWh en septembre 2026.

Cet avantage ne vous protège pas mécaniquement : marché couplé oblige, les heures de tension se paient au prix du gaz, en France comme ailleurs.

Ce que cela change pour votre entreprise

Votre prix dépend désormais surtout de votre stratégie d’achat. Sans ARENH, la date de signature et la durée pèsent plus que le choix du fournisseur : dans notre exemple, 25 850 € d’écart selon la date, pour 1 000 MWh.
Votre profil compte autant que votre volume. Consommer aux pointes d’hiver renchérit l’énergie et la capacité ; consommer aux heures creuses ou négatives peut être valorisé par une offre indexée bien construite.

Ce que je recommande

Lisez une offre brique par brique. Demandez au fournisseur ce qui est inclus dans le prix de l’énergie : capacité, CEE, garanties d’origine, écarts. Tout ce qui est « refacturé au réel » est un risque qui reste chez vous.
Comparez le prix de l’énergie au Cal du jour. L’écart entre le prix proposé et la cotation EEX du même jour mesure le coût du profil et la marge. C’est ce que je regarde en premier chez nos clients.
Ne signez pas 2027 seul au plus haut. Couvrez 2027-2029 ou fractionnez vos achats pour lisser le pic : voir prix fixe ou indexé.
Anticipez de 12 à 18 mois, avec des seuils de déclenchement fixés à l’avance.
Faites contrôler vos lignes réglementées : accise réduite si vous êtes éligible, puissance souscrite, option TURPE.

Si vous voulez que nous décomposions vos offres en cours, contactez-nous : réponse sous 24 heures.

Questions fréquentes

Quelle est la différence entre prix spot et prix à terme de l'électricité ?

Le prix spot est fixé la veille pour le lendemain, par quart d’heure, sur EPEX SPOT. Le prix à terme est négocié aujourd’hui pour une livraison future (mois, trimestre, année) sur EEX. Un contrat à prix fixe repose sur le prix à terme ; une offre indexée spot suit le prix du jour.

Pourquoi le prix de l'électricité suit-il le prix du gaz ?

Parce que le prix de marché est fixé par la dernière centrale appelée pour satisfaire la demande. Aux heures tendues, c’est souvent une centrale à gaz, en France ou chez un voisin relié par le couplage européen. Son coût, gaz et CO₂ compris, devient alors le prix payé à toutes les centrales retenues.

La réforme européenne va-t-elle faire baisser les prix ?

Elle ne change pas la formation du prix spot. Elle vise à développer les contrats de long terme (CfD, PPA) qui stabilisent les coûts sur la durée, et à protéger les consommateurs en cas de crise.