Ordre de mérite et prix marginal : le dossier complet

L’essentiel en cinq points

Ce dossier est le volet technique de notre article Comment se forme le prix de l’électricité en France, qui présente les trois étages du prix (gros, fourniture, réseaux et taxes). Ici, on ouvre la mécanique du premier étage : l’enchère, ses règles et ce qu’elle implique pour vos achats.

Le principe : une enchère à prix uniforme

Chaque jour, les producteurs, fournisseurs et négociants déposent leurs ordres d’achat et de vente pour le lendemain. L’algorithme du couplage européen construit alors, pour chaque pas de temps, deux courbes :

• la courbe d’offre, qui empile les offres de vente de la moins chère à la plus chère : c’est l’ordre de mérite ;
• la courbe de demande, qui empile les offres d’achat de la plus chère à la moins chère.

Le prix d’équilibre est le point où elles se croisent. Toutes les ventes retenues sont payées à ce prix, tous les achats retenus le paient : on parle d’enchère « pay-as-clear », ou à prix marginal.

Depuis la livraison du 1er octobre 2025, le pas de temps de l’enchère journalière européenne est le quart d’heure (EPEX SPOT, CRE). Les acteurs peuvent placer des ordres de 60, 30 ou 15 minutes. Une journée compte donc 96 prix, et l’ordre de mérite peut changer de centrale marginale d’un quart d’heure à l’autre.

Pourquoi un prix unique, et pas « chacun son prix » ? Dans une enchère à prix uniforme, un producteur ne fixe pas lui-même le prix qu’il touchera : il a donc intérêt à offrir son vrai coût variable, pour être retenu dès que le prix le couvre. Dans une enchère où chacun serait payé à son offre (« pay-as-bid »), chacun essaierait de deviner le prix final et d’offrir juste en dessous : les prix ne baisseraient pas forcément, mais ils deviendraient moins lisibles. La CRE vérifie d’ailleurs chaque année l’écart entre le prix spot et le coût marginal déclaré par EDF : 3,0 % en moyenne en 2025, un niveau qu’elle juge sans exercice manifeste de pouvoir de marché.

Le coût variable de chaque filière

L’ordre de mérite ne classe pas les centrales selon leur coût complet (construction comprise), mais selon leur coût variable : ce que coûte un MWh de plus, une fois la centrale construite.

La CRE insiste sur un point souvent oublié : les moyens « à stock » n’offrent pas leur coût de production, mais leur coût d’opportunité. Un barrage ne turbine pas son eau au premier euro venu : il la garde pour les heures où elle vaudra le plus. Ses offres peuvent ainsi être « très proches des coûts de la production à partir de gaz ». C’est l’une des voies par lesquelles le prix du gaz influence le prix de l’électricité même quand aucune centrale à gaz ne tourne.

Autre nuance : un producteur n’est pas tenu d’offrir exactement son coût variable. Il peut y intégrer ses coûts de démarrage, ou accepter de vendre à perte quelques heures pour éviter d’arrêter puis de redémarrer une centrale. Des offres « blocs », acceptées ou rejetées sur plusieurs pas de temps à la fois, créent aussi des effets de seuil.

Un empilement en escalier : la centrale marginale

Le schéma ci-dessous montre un empilement simplifié, avec des valeurs fictives. Deux niveaux de demande suffisent à faire changer la centrale marginale, et donc le prix.

Cas chiffré n° 1 : ce que change la centrale marginale (illustration)

Le coût marginal d’une centrale à gaz

Puisque la centrale à gaz est souvent la dernière appelée aux heures tendues, son coût mérite une formule. Pour produire 1 MWh d’électricité, elle brûle 1 / η MWh de gaz, η étant son rendement, et émet le CO₂ correspondant :

Coût variable (€/MWh électrique) = prix du gaz ÷ η + prix du CO₂ × facteur d’émission ÷ η

La CRE retient dans ses analyses un rendement de 55 % pour un cycle combiné (CCG), 35 % pour une turbine à combustion (TAC), et une émission de 0,198 tCO₂e par MWh de gaz consommé (rapport de surveillance 2025). Avec ces hypothèses :

Lecture : quand une centrale à gaz est marginale, chaque euro de hausse du gaz se transmet presque deux fois au prix de l’électricité (1 ÷ 0,55 ≈ 1,82). Avec une turbine de pointe, presque trois fois.

Convention : comme la CRE, nous rapportons le prix du gaz et le facteur d’émission au MWh de gaz consommé, sans distinguer PCS et PCI. Voir notre notion PCS, PCI et kWh de gaz pour cette différence.

Le « clean spark spread » : la marge d’une centrale à gaz

Les marchés résument cette équation par un indicateur, le clean spark spread : le prix de l’électricité moins le coût du gaz et du CO₂ nécessaires pour la produire.

Clean spark spread = prix de l’électricité − prix du gaz ÷ η − prix du CO₂ × facteur d’émission ÷ η

• Positif : la centrale gagne de l’argent à produire. Elle est appelée, et le prix de l’électricité est au-dessus de son coût.
• Négatif : elle perd de l’argent à produire. Le prix est fixé par une filière moins chère, et la centrale reste à l’arrêt.

Cas chiffré n° 2 : une centrale à gaz face au prix 2027

Cas chiffré n° 3 : la sensibilité d’un site au prix du gaz (illustration)

Qui fixe vraiment le prix en France ?

La CRE publie chaque année une estimation de la marginalité des filières, à partir des programmes d’appel des centrales, des prix spot de la France et de ses voisins, et des coûts variables déclarés par les producteurs. Elle prévient que l’exercice a un « caractère normatif » : plusieurs moyens peuvent être marginaux en même temps, et les coûts de filières différentes sont parfois très proches.

Ce que montrent ses deux derniers rapports :

*Méthode révisée dans le rapport 2025, qui intègre pour la première fois les renouvelables à coût variable nul : les valeurs des deux rapports ne se comparent pas directement.

Trois enseignements :

• Le gaz fixe le prix de moins en moins souvent, conséquence directe d’une production fossile devenue marginale : selon la CRE, la production d’électricité française est décarbonée à 95 % et les combustibles fossiles n’en représentent que 4 % en 2025.
• La saisonnalité est forte : la marginalité du gaz, du charbon et des barrages augmente nettement l’hiver ; les renouvelables et le nucléaire pèsent davantage l’été.
• Moins de gaz marginal ne veut pas dire prix indépendant du gaz. La CRE le rappelle : le gaz influence le prix « même lorsqu’aucune centrale à gaz ne produit de l’électricité en France », par les échanges aux frontières et par la valeur d’usage de l’eau des barrages.

Le contexte de 2026 l’a illustré dans les deux sens. Au premier trimestre, la flambée du gaz liée au conflit au Moyen-Orient ne s’est « que très partiellement » répercutée sur l’électricité française (CRE). L’été, en revanche, avec une forte indisponibilité nucléaire et une hydraulique basse, les centrales à gaz ont davantage tourné et les prix spot ont fortement monté : voir notre point marché de septembre 2026.

Le couplage européen : un ordre de mérite à l’échelle du continent

Le prix spot français ne se calcule pas seul. Depuis février 2014, le couplage des marchés journaliers du nord-ouest de l’Europe, dont la France, a été progressivement étendu pour devenir le SDAC (Single Day-Ahead Coupling). Il réunit aujourd’hui 30 gestionnaires de réseau de transport et 16 opérateurs de marché (ENTSO-E). Un algorithme unique, EUPHEMIA, calcule en même temps les prix de toutes les zones et les échanges entre elles.

Le principe est celui d’un ordre de mérite géant, sous contrainte de réseau :

• Interconnexions non saturées : l’électricité circule de la zone la moins chère vers la plus chère jusqu’à égaliser les prix. Les deux zones ont alors le même prix, fixé par la même centrale marginale, qui peut se trouver chez le voisin.
• Interconnexions saturées : les échanges sont plafonnés par la capacité des lignes. Chaque zone retrouve son propre équilibre et les prix divergent. L’écart de prix, multiplié par le volume échangé, forme la « rente de congestion » perçue par les gestionnaires de réseau.

Depuis 2015, le couplage de la zone Centre-Ouest Europe utilise une méthode « flow-based », qui calcule les capacités d’échange à partir des flux physiques sur l’ensemble du réseau plutôt que frontière par frontière (CRE).

Ce que cela a donné en 2025 (CRE, rapport de surveillance) :

La Suisse et la Grande-Bretagne, hors Union européenne, ne participent pas au couplage : leurs prix ne s’alignent presque jamais sur le prix français. Avec les autres voisins, la France est la plupart du temps moins chère, parce que ses lignes d’export sont saturées : elle a exporté un record de 92,3 TWh nets en 2025 (CRE). Quand les lignes se désaturent, plus souvent en hiver, elle importe le prix de ses voisins, et donc souvent celui de leurs centrales à gaz.

Prix plafond, prix plancher et prix négatifs

L’enchère européenne est encadrée par deux bornes harmonisées, fixées par une méthodologie des opérateurs de marché approuvée par l’ACER, modifiée en dernier lieu par sa décision n° 02/2026 du 4 février 2026 :

• Plafond : +4 000 €/MWh. Il est relevé de 500 €/MWh si le prix dépasse 70 % du plafond dans au moins une zone, sur au moins deux pas de temps, deux jours différents, en moins de 30 jours.
• Plancher : −500 €/MWh, abaissé à −600 €/MWh depuis l’enchère du 28 mai 2026. La règle est symétrique : baisse de 100 €/MWh quand les prix passent sous 70 % du plancher deux jours différents en 30 jours. Le seuil a été franchi le 26 avril puis le 1er mai 2026 (livraisons), dans plusieurs pays européens.

Pourquoi le prix peut devenir négatif

Un prix négatif signifie que des producteurs acceptent de payer pour continuer à produire. L’ordre de mérite l’explique : certaines offres sont placées sous zéro.

• Des centrales peu flexibles préfèrent payer quelques heures plutôt que de s’arrêter et redémarrer.
• Des installations sous soutien public qui ne dépend pas du prix de marché ont longtemps produit quel que soit le prix.
• Quand le solaire de midi dépasse la demande en France et chez les voisins couplés, l’export ne suffit plus à écouler le surplus.

La France a connu 513 heures de prix négatifs en 2025, contre 352 en 2024 (CRE), surtout en milieu de journée. Et à l’autre bout, 21 % des heures ont dépassé 100 €/MWh en 2025, contre 16 % en 2024. L’ordre de mérite produit donc des prix de plus en plus dispersés : la CRE note que l’écart moyen entre les deux heures les plus chères et les deux moins chères d’une journée a augmenté de 25 % en 2025.

Les réponses se mettent en place côté offre : environ 3 TWh de production éolienne et solaire ont été écrêtés lors de prix négatifs en 2025 selon l’estimation de RTE citée par la CRE, et les lois de finances pour 2025 et 2026 permettent de demander aux grandes installations sous obligation d’achat (plus de 10 MW) de moduler leur production en cas de prix négatifs. Pour l’entreprise, ces heures sont une opportunité si son contrat les valorise : voir prix négatifs.

Les limites du modèle et les réformes

Le prix marginal a ses défauts, révélés par la crise de 2022 : quand le gaz flambe, toutes les centrales sont payées au prix du gaz, y compris celles dont le coût n’a pas bougé. Deux réponses européennes successives :

• 2022, mesure d’urgence : le règlement (UE) 2022/1854 a plafonné à 180 €/MWh les recettes de marché des producteurs « inframarginaux » (renouvelables, nucléaire, lignite notamment), du 1er décembre 2022 au 30 juin 2023. L’ordre de mérite n’était pas modifié : seule une partie de la rente était reprise après coup.
• 2024, réforme durable : le règlement (UE) 2024/1747 du 13 juin 2024 garde l’enchère au prix marginal, mais pousse les contrats de long terme (contrats pour différence bidirectionnels pour les nouveaux moyens soutenus, PPA) pour que les consommateurs paient moins le prix marginal du jour et davantage un coût de long terme.

Ces réformes sont détaillées dans notre article Comment se forme le prix de l’électricité. En France s’y ajoute la fin de l’ARENH au 31 décembre 2025 : il n’y a plus de volume nucléaire à prix fixe qui amortit le prix marginal pour les fournisseurs. Voir fin de l’ARENH et VNU.

Ce que l’ordre de mérite change pour votre contrat

• Prix indexé spot : vous payez chaque quart d’heure le prix de la centrale marginale du moment. Votre facture dépend de la part de votre consommation aux heures « au gaz » (soirs et matins d’hiver) et aux heures « au solaire » (midi au printemps et en été).
• Prix fixe : il est construit sur le marché à terme, qui anticipe la moyenne des ordres de mérite à venir. Le fournisseur ajoute le coût de votre profil : plus vous consommez aux heures chères, plus le prix dépasse le prix base. Voir base et pointe.
• Clauses au spot : les volumes hors tolérance, les écarts ou certains ajustements sont souvent valorisés au prix spot. Ils vous exposent à l’ordre de mérite même dans un contrat dit fixe.
• Effacement et décalage : déplacer une consommation d’une heure où une centrale à gaz est marginale vers une heure où le nucléaire ou le solaire l’est a une valeur chiffrable, à condition que votre contrat la reconnaisse.

Les erreurs les plus fréquentes

• Croire que le prix français suit le coût du nucléaire. Le prix se fixe à la marge et à l’échelle européenne : le coût moyen du parc ne fixe pas le prix d’un quart d’heure.
• Croire à l’inverse que « le gaz fixe toujours le prix ». C’était vrai bien plus souvent avant 2024 ; la CRE mesure une nette baisse de la marginalité du gaz en France.
• Comparer le prix base au coût d’une centrale à gaz pour en déduire son propre prix. Ce qui compte, ce sont les heures où vous consommez.
• Oublier le CO₂. Il pèse directement sur le coût des centrales marginales fossiles : 3,60 €/MWh d’électricité par tranche de 10 €/t pour un cycle combiné.
• Ignorer les heures négatives. Elles se multiplient. Une offre qui ne les valorise pas laisse cette valeur au fournisseur.
• Penser qu’un prix fixe protège de tout. Les clauses valorisées au spot et le renouvellement suivant restent exposés.

Les termes à connaître