Prix spot (day-ahead) : le dossier complet

L’essentiel en cinq points

Les prix de gros cités sont hors taxes, en euros par mégawattheure (€/MWh). Un MWh vaut 1 000 kWh : 61 €/MWh correspondent à 6,1 c€/kWh. Voir MWh et €/MWh.

Spot, day-ahead, J-1 : de quoi parle-t-on ?

Le mot « spot » désigne le marché du très court terme : l’électricité qui sera livrée le lendemain ou le jour même. On l’oppose au marché à terme, où l’on achète aujourd’hui l’électricité d’un mois, d’un trimestre ou d’une année à venir.

Le marché spot a deux étages :

Quand on parle « du » prix spot, sans autre précision, il s’agit presque toujours du prix day-ahead. C’est lui qui sert d’index aux contrats indexés, et c’est lui que la CRE et RTE suivent dans leurs bilans.

En France, ces échanges passent principalement par la bourse EPEX SPOT, et aussi par Nord Pool, les deux opérateurs désignés pour le couplage européen. Le fonctionnement des bourses est détaillé dans la notion EEX et EPEX SPOT.

L’enchère de la veille, étape par étape

Chaque jour, le marché suit la même horloge :

1. Jusqu’à 12h00 la veille, chaque acteur dépose ses ordres pour chacun des 96 quarts d’heure du lendemain : « je vends tant de MW à partir de tel prix », « j’achète tant de MW jusqu’à tel prix ».
2. À 12h00, le carnet ferme. L’algorithme européen du couplage day-ahead (SDAC, Single Day-Ahead Coupling) rassemble les ordres de toutes les bourses et de tous les pays couplés.
3. Il calcule en une fois le prix de chaque zone et les flux sur les interconnexions, dans la limite des capacités données par les gestionnaires de réseau (RTE en France). Tant qu’une frontière n’est pas saturée, les prix des deux côtés convergent. Quand elle l’est, ils divergent.
4. Les résultats sont publiés en début d’après-midi : un prix et des volumes pour chaque quart d’heure.
5. Le lendemain, l’électricité est livrée au programme convenu. Les écarts entre programme et réalité sont corrigés sur l’intraday, puis réglés avec RTE (voir plus bas).

Une enchère à prix uniforme. Tous les vendeurs retenus pour un quart d’heure touchent le même prix, et tous les acheteurs retenus paient le même prix. Un producteur solaire qui a offert à 0 €/MWh reçoit le prix de clôture, même s’il est fixé par une centrale à gaz à 150 €/MWh.

Le pas de 15 minutes depuis le 1er octobre 2025

Jusqu’au 30 septembre 2025, l’enchère day-ahead fixait 24 prix horaires par jour. Depuis le 1er octobre 2025, elle fixe 96 prix au quart d’heure (EPEX SPOT). Les jours de changement d’heure, on compte 92 quarts d’heure (fin mars) ou 100 (fin octobre).

Pourquoi ce changement ? Parce que la production solaire et éolienne, comme la consommation, varient bien plus vite qu’une heure. Un prix horaire lissait ces variations ; le quart d’heure les révèle. Les marchés infrajournaliers échangeaient déjà au quart d’heure : le day-ahead s’est aligné.

Trois conséquences concrètes :

• Les prix extrêmes sont plus extrêmes. Un pic qui durait un quart d’heure était noyé dans la moyenne horaire. Il apparaît maintenant tel quel : le 487 €/MWh du 13 août 2026 à 19h45 est le prix d’un seul quart d’heure.
• Un contrat indexé doit préciser son index. « Prix spot horaire » ne veut plus rien dire seul : moyenne des quatre quarts d’heure ? prix au quart d’heure, pondéré par votre courbe de charge ?
• La courbe de charge au pas fin devient précieuse. Plus la mesure est fine, plus un décalage de consommation se valorise précisément. Voir courbe de charge.

Cas chiffré : ce que coûte un quart d’heure de pic. Un site fictif, indexé à 100 % sur le spot au quart d’heure, appelle 400 kW de 19h45 à 20h00 le 13 août 2026. Calcul indicatif, part énergie seule :

400 kW × 0,25 h = 100 kWh = 0,1 MWh · 0,1 MWh × 487 €/MWh = 48,70 € pour ce seul quart d’heure

Au prix moyen de 2025 (61 €/MWh), le même quart d’heure aurait coûté 6,10 €. Si le site arrive à décaler ces 100 kWh vers une heure creuse, le gain est faible sur un quart d’heure, mais il se répète : c’est l’accumulation des pointes qui fait la facture.

Comment le prix est fixé : l’ordre de mérite

Pour chaque quart d’heure, l’algorithme classe les offres de vente de la moins chère à la plus chère : c’est l’ordre de mérite. Viennent d’abord les moyens au coût variable quasi nul (solaire, éolien, hydraulique au fil de l’eau), puis le nucléaire, puis les centrales thermiques, gaz en tête. Le prix se fixe là où l’offre croise la demande : sur la centrale marginale, la dernière nécessaire.

Ce mécanisme explique tout le reste :

• Quand la demande est faible et le soleil fort, la demande croise l’offre dans la partie plate et bon marché de la courbe, voire sous zéro : prix négatifs.
• Quand la demande est forte (soir d’hiver, canicule), il faut appeler des centrales à gaz, dont le coût dépend du prix du gaz et du CO₂ : le prix monte en flèche.
• Le couplage européen fait que la centrale marginale peut être à l’étranger. Quand les interconnexions ne sont pas saturées, le prix français s’aligne sur celui des voisins.

Le détail du mécanisme, avec un schéma de la courbe d’offre, est dans la notion ordre de mérite.

Un jour, 96 prix : la forme d’une journée type

La conséquence la plus visible pour une entreprise est la forme des prix sur une journée, très différente selon la saison :

• Au printemps et en été, le creux est en milieu de journée (solaire) et la pointe en début de soirée, quand le solaire s’éteint et que la consommation reste élevée.
• En hiver, deux pointes : le matin et le soir, quand le chauffage et l’éclairage s’additionnent. Ce sont aussi les créneaux du mécanisme de capacité (7h-10h et 17h-20h à partir du 1er novembre 2026).
• Le week-end et les jours fériés, la consommation baisse : c’est là que se produisent les prix les plus bas, comme le 1er mai.

Pour une entreprise, la leçon est simple : quand vous consommez compte autant que combien.

Les prix négatifs : fréquence, records et plancher

Un prix négatif signifie que, pendant un quart d’heure, des producteurs paient pour que leur électricité soit consommée. Ce n’est pas une anomalie : certains ont intérêt à continuer d’injecter (contraintes techniques du nucléaire, installations sous obligation d’achat qui ne voient pas le prix, petites installations non pilotables).

Le phénomène a changé d’échelle :

La profondeur a changé aussi. RTE relève au printemps 2026 des niveaux inédits : −478,8 €/MWh le 26 avril et −498,7 €/MWh le 1er mai, tout près du plancher de l’enchère.

Le plancher a d’ailleurs bougé. La méthode européenne (décision ACER n° 02/2026) prévoit qu’il baisse de 100 €/MWh si le prix tombe sous 70 % du plancher dans au moins deux quarts d’heure, deux jours différents, sur 30 jours glissants. Les enchères du 25 avril (livraison le 26) et du 30 avril 2026 (livraison le 1er mai) ont rempli cette condition : le plancher est passé de −500 à −600 €/MWh à partir de l’enchère du 28 mai 2026.

Les pouvoirs publics serrent en parallèle les règles d’arrêt des renouvelables soutenus pendant les prix négatifs. L’ampleur des prix négatifs devrait donc diminuer, sans que le phénomène disparaisse. Ce que l’entreprise peut en tirer est détaillé dans notre article prix négatifs.

Les pics de prix et le plafond de l’enchère

À l’autre extrémité, le prix peut s’envoler sur quelques quarts d’heure :

• 487 €/MWh le 13 août 2026 à 19h45, en pleine canicule, avec jusqu’à 13,4 GW nucléaires indisponibles le 17 août selon RTE et une hydraulique au plus bas.
• 1 807 heures à 100 €/MWh ou plus en 2025 (RTE), alors même que la moyenne annuelle n’était que de 61 €/MWh.

L’enchère a un plafond technique : la méthode ACER part de +4 000 €/MWh, relevé de 500 €/MWh si le prix dépasse 70 % du plafond dans au moins deux quarts d’heure, deux jours différents, sur 30 jours glissants. Ce plafond ne protège pas le consommateur ; il garantit seulement que l’algorithme trouve toujours une solution. Le règlement européen sur l’électricité pose d’ailleurs le principe inverse : il ne doit y avoir ni prix maximal ni prix minimal sur le marché de gros, seulement des bornes techniques assez larges pour ne pas gêner les échanges.

Les moyennes annuelles : ce que le spot a coûté

Les prix d’un quart d’heure frappent les esprits ; ce sont les moyennes qui font les budgets. Prix day-ahead moyen en France :

Sources : CRE, rapport de surveillance 2024 (2019 à 2024) ; RTE, bilan électrique 2025 (2025).

D’une année sur l’autre, le prix moyen a été multiplié par 2,5 (2021 à 2022) puis divisé par près de 3 (2022 à 2023). Un contrat 100 % indexé spot reporte cette volatilité directement sur votre budget : c’est l’exemple de la page courte, où le même site de 100 MWh par mois passe de 5 780 € à 27 580 € par mois selon l’année.

L’infrajournalier : corriger jusqu’au dernier moment

Une fois l’enchère day-ahead passée, la météo change, une centrale tombe en panne, une usine modifie son planning. Le marché intraday (infrajournalier) permet de corriger :

• Le marché continu (couplage européen SIDC et marché national) : les ordres se rencontrent au fil de l’eau, comme sur une bourse d’actions, à partir de l’après-midi de la veille. Selon la CRE, la période de cotation s’ouvre à 15h la veille de la livraison.
• Trois enchères infrajournalières européennes (IDA), en place depuis le 13 juin 2024 : à 15h et 22h la veille, et 10h le jour même. Elles allouent les capacités d’échange aux frontières à un prix, au lieu de les donner au premier arrivé.

En moyenne, intraday et day-ahead se rejoignent : 57,8 €/MWh pour les deux en 2024 (CRE). Mais l’intraday est beaucoup plus volatil : en 2024, l’écart moyen entre le prix day-ahead d’une heure et les extrêmes de prix intraday de la même heure atteignait 43,3 €/MWh, soit environ 75 % du prix moyen. La CRE l’attribue en partie à la part croissante des renouvelables, dont la production est connue de plus en plus précisément à mesure qu’on s’approche de la livraison.

Pour une entreprise, l’intraday reste l’affaire du fournisseur ou d’un agrégateur. Il compte surtout pour les sites qui valorisent leur flexibilité (effacement, batteries, pilotage de process).

Qui paie le spot, et comment

Le spot touche votre facture de quatre façons, de la plus directe à la plus discrète :

Même un fournisseur à prix fixe vit au rythme du spot. Il a acheté des rubans sur le marché à terme, mais votre consommation réelle ne colle jamais au ruban : il complète ou revend au day-ahead, puis à l’intraday, et règle le reste avec RTE au prix des écarts. La CRE retient un coût des écarts de 0,50 €/MWh dans les tarifs réglementés 2026 : c’est une estimation moyenne, un site très irrégulier coûte davantage.

Cas chiffré : un site indexé qui décale sa consommation. Un entrepôt frigorifique fictif consomme 1 000 MWh par an et signe une offre à prix fixe pour 80 % du volume et indexée spot pour 20 % (200 MWh). Il peut décaler 50 MWh de froid par an de la pointe du soir vers le milieu de journée, d’avril à septembre. Calcul indicatif, part énergie seule :

Ces écarts sont des hypothèses : le gain réel dépend des prix de l’année et de la souplesse du site. En contrepartie, les 200 MWh indexés subissent les années chères : à la moyenne de 2022, ils auraient coûté environ 55 000 € (200 × 275,8 €), contre environ 11 600 € à celle de 2024 (200 × 57,8 €). La part indexée se dose en fonction de ce que vous savez vraiment déplacer. Voir prix indexé et notre guide prix fixe ou indexé.

Les erreurs les plus fréquentes

• Lire un pic d’un quart d’heure comme le prix du jour. Le 487 €/MWh du 13 août 2026 ne dit rien de la moyenne du mois. À l’inverse, une moyenne mensuelle cache des pointes qui coûtent cher à un site qui consomme le soir.
• Croire que les prix négatifs feront baisser la facture d’un site à prix fixe. Ils ne changent rien pendant le contrat ; et même en indexé, l’acheminement, l’accise, la capacité et la TVA restent dus.
• Signer un contrat indexé sans définition précise de l’index : pas de temps, pondération, marge, plafond éventuel, traitement des prix négatifs.
• Indexer 100 % de sa consommation sans flexibilité. Sans capacité à décaler, l’indexation transmet le risque sans la contrepartie du gain.
• Ignorer les lignes « écarts » ou « profil » d’un contrat fixe. Elles réintroduisent une part de spot que l’on croyait éliminée.
• Confondre spot et prix de renouvellement. Votre prochain prix fixe se construit sur le marché à terme, pas sur le spot du jour de la signature.

Les termes à connaître