BE 2023 Prix

En 2022, les prix de l’électricité avaient atteint des niveaux inédits sur les marchés de gros, en répercussion de la triple crise énergétique qui avait affecté de manière simultanée la production nucléaire en France, la production hydraulique dans le sud de l’Europe et les prix du gaz suite à l’invasion de l’Ukraine par la Russie. En 2023, sous l’effet de l’amélioration du productible nucléaire et hydraulique et de la baisse des prix du gaz, les prix de l’électricité ont affiché une baisse significative : de 276 €/MWh en 2022 à 97 €/MWh en 2023 en moyenne annuelle en ce qui concerne les prix « spot ».

L’année 2022 avait été caractérisée par une augmentation exceptionnelle des prix du gaz sur le marché européen, qui avait atteint son point culminant à l’été. En réalité, cette augmentation prolongeait une dynamique enclenchée dès le second semestre 2021, soit avant le début de la guerre en Ukraine. A l’époque, ce mouvement haussier avait été interprété comme le résultat d’un désalignement entre l’offre et la demande de gaz, sous les effets de la reprise économique qui avait entrainé une hausse de la consommation d’énergie en sortie de la crise sanitaire, dans un contexte de chaînes d’approvisionnements encore perturbées par cette crise. Il est désormais établi que des manœuvres de restriction d’offre de la part d’opérateurs commerciaux liés à la Russie ont contribué à cette hausse, notamment par le sous remplissage des stocks détenus par ces acteurs en Europe, dès l’été 2021¹. L’augmentation des prix du gaz avait entraîné une hausse d’une ampleur comparable des prix sur les marchés de gros de l’électricité (spot et à terme).

La crise s’était accentuée en décembre 2021 avec la dégradation prononcée de la disponibilité du parc nucléaire français, puis en 2022 avec l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Elle s’est traduite sur les marchés des combustibles par une hausse sans précédent des prix du gaz et du charbon induite par les craintes sur les approvisionnements. En effet, la Russie fournissait 42 % du gaz aux pays de l’Union européenne en 2021 : cette part ne représentait plus que 19% en 2022 et 9 % en 2023. Les prix du gaz sur le marché spot français ont ainsi atteint un sommet en août 2022 avec des prix supérieurs à 200 €/MWh_th ²en moyenne sur le mois, et supérieurs à 300 €/MWh_th sur la dernière semaine, alors qu’en 2019, avant les crises sanitaire et énergétique, ils se situaient autour de 20 €/MWh_th en début d’année et de 10 €/MWh_th en fin d’année. Tous ces facteurs, additionnés à la sécheresse inédite qui avait affecté l’Europe en 2022 ont renforcé les craintes sur la sécurité d’approvisionnement et conduit l’Union européenne à adopter des mesures d’urgence visant à contenir la hausse des prix de l’énergie. Parmi celles-ci figurent des mesures propres au système électrique (réduction de la consommation d’électricité, taxation des rentes infra-marginales³, etc.) et d’autres mesures concernant le marché gazier (réduction de la demande, objectif de remplissage des stocks avant l’hiver, etc.). Ces mesures engagées progressivement au cours de l’année 2022 ont contribué à l’amélioration des déterminants de la sécurité d’approvisionnement en 2023.

L’année 2023 a en effet été caractérisée par un recul significatif du prix des combustibles, qui a contribué à la baisse des prix de gros de l’électricité : les prix spot du gaz français sont descendus sous la barre des 40 €/MWh_th en moyenne sur l’année, alors qu’en 2022 la moyenne se situait autour de 100 €/MWh_th. Ils sont toutefois restés relativement élevés comparativement aux valeurs qu’ils avaient à la fin des années 2010.

La diversification des approvisionnements a permis un remplissage plus rapide des stocks, qui avaient focalisé l’attention en 2022 en raison de leurs niveaux très bas à l’approche de l’hiver. D’une part, le niveau des stocks était historiquement élevé à la sortie de l’hiver 2022-2023, qui s’est révélé plus chaud que les normales de saison. D’autre part, les livraisons de GNL sont restées abondantes en 2023 dans la continuité de 2022. Enfin, la consommation de gaz a poursuivi sa baisse en 2023, atteignant un niveau plus faible qu’en 2022 en France (-13 %⁴), et dans l’Union européenne (-10 %⁵). Les stocks ont ainsi atteint les objectifs fixés par l’Union européenne (90 %) plus tôt que prévu, en septembre 2023 au lieu de novembre. Les craintes sur la sécurité d’approvisionnement en gaz ont ainsi été nettement plus réduites à l’approche de l’hiver 2023-2024.

D’autres déterminants de la sécurité d’approvisionnement électrique ont montré une évolution favorable en 2023, contribuant à la baisse des prix de gros de l’électricité : la baisse sans précédent de la consommation, qui est en grande mesure un effet des prix élevés mais également des températures supérieures aux normales, la meilleure disponibilité du parc nucléaire français, la hausse de la production renouvelable et les précipitations dans la norme (au moins en moyenne) ayant permis un bon remplissage des stocks hydrauliques.

Sous l’effet de l’amélioration des déterminants de la sécurité d’approvisionnement électrique, le prix spot moyen annuel de l’électricité en France s’est établi à 97 €/MWh en 2023, une division par trois par rapport au prix moyen de 2022 (276 €/MWh) et une baisse de 11 % par rapport à celui de 2021. Malgré cette diminution importante, les prix de gros de l’électricité sont restés très élevés par rapport aux niveaux des années avant les crises sanitaire et énergétique. En effet, la moyenne des prix spot sur la période 2014-2019 était de 40,7 €/MWh.

Si l’on regarde l’évolution des prix au cours de l’année, la courbe des prix spot de 2023 a retrouvé des caractéristiques semblables à celles des années avant crise. Les prix les plus élevés de l’année se sont typiquement formés en début et en fin d’année au moment où la consommation brute a été la plus élevée du fait de la période hivernale, à la différence de 2022, où les plus fortes tensions sur le système électrique étaient apparues exceptionnellement en été, aboutissant à une concentration de prix anormalement élevés pour la période. À l’inverse, les prix les plus bas ont été atteints en fin de printemps et durant l’été lorsque la demande a diminué et la production renouvelable a tenu une place plus importante dans le mix électrique.

En lien avec la baisse généralisée du niveau des prix, les maxima horaires constatés en 2023 sont sans commune mesure avec ceux de 2022 (les prix avaient atteint 2 713 €/MWh puis 2 988 €/MWh le lundi 4 avril 2022) et sont restés également inférieurs aux pics de prix atteints sur les derniers mois de 2021. Les prix ont été également moins volatiles en 2023, comparés à 2022 et 2021, signe d’une incertitude moins forte sur la sécurité d’alimentation. La volatilité est cependant restée supérieure aux valeurs d’avant 2020.

En 2023, comme tout au long de l’année précédente, les prix spot français se sont très fréquemment situés au sein de la plage de variation des coûts variables de production des moyens thermiques, incluant le coût des quotas carbone correspondants. Les prix se sont en général établis au niveau des coûts de fonctionnement des unités de production marginales du système électrique européen, qui ont souvent été des centrales de production au gaz se situant à l’étranger.

Ainsi, les prix spot ont reflété la volatilité des prix du gaz, y compris lors de la plupart des pics observés au mois de mars et au cours de l’été 2022. Cependant, au plus fort de la crise, à l’été 2022, le prix de l’électricité sur le marché spot a atteint ponctuellement des niveaux de l’ordre de 1000 €/MWh, très supérieurs au coût marginal de production des unités thermiques, même en considérant le niveau élevé des prix du gaz à l’époque⁶. Ces prix peuvent néanmoins également s’expliquer selon le principe marginaliste, en notant que les unités marginales correspondaient alors régulièrement à des centrales concernées par des contraintes de stock (turbines au fioul, centrales hydrauliques) : celles-ci sont exploitées en valeurs d’usage, c’est-à-dire en arbitrant entre une production d’électricité immédiate (l’été) ou une production différée dans le temps (notamment l’hiver suivant, annoncé comme très tendu). Cette gestion en valeur d’usage constitue un mode d’exploitation « normal » pour les moyens à stock, qui contribue à valoriser l’utilisation des stocks d’électricité au meilleur moment pour le système électrique. Au second semestre 2022, sauf quelques heures durant les heures les plus froides de décembre, les prix n’ont plus atteint les valeurs de l’été du fait de la diminution de la consommation électrique à compter de l’automne 2022.

En 2023, en raison de l’augmentation de la production renouvelable et nucléaire et de la baisse de consommation par rapport à l’année précédente (la consommation avait entamé une baisse significative seulement à partir de l’automne 2022) le nombre d’heures où les prix se sont situés en dessous du faisceau des coûts variables des centrales thermiques a augmenté. Les prix se sont situés le plus fréquemment en dessous de ce faisceau entre le printemps et l’été et exceptionnellement durant la première quinzaine de janvier, périodes caractérisées par une production renouvelable abondante (éolienne en hiver et au printemps, solaire en été) conjuguées à une amélioration progressive de la disponibilité du parc nucléaire. Les unités de production au gaz se sont moins souvent retrouvées en position marginale dans le merit order et ont moins souvent fixé le prix. Pendant les automnes et les hivers 2022-2023 et 2023-2024, les groupes thermiques pilotables ont été plus souvent sollicités, comme à l’accoutumée à cette période, et les prix sont restés plus fréquemment dans la plage des coûts variables des moyens thermiques.

Cette volatilité des prix sur le marché spot, qui reflète les conditions conjoncturelles de l’équilibre entre production et consommation, ne constitue pas un problème en soi dans la mesure où il existe des marchés de couverture pour que les acteurs économiques puissent y gérer leurs approvisionnements sur le temps long.

Le fonctionnement du marché européen de l’électricité, fondé sur le principe de marginalité (voir focus dans la partie Prix spot en France), permet une sollicitation optimale des moyens de production disponibles, dans la limite des capacités d’échanges entre les différents pays, et donc une minimisation des coûts de production à l’échelle du système interconnecté.

Ainsi, l’augmentation significative des prix de marché constatée en France en 2022, tout comme l’inversion des flux d’échanges ayant porté la France à devenir importatrice sur l’année, sont le reflet du même besoin de recourir à des moyens de production à l’étranger, plus onéreux que les unités françaises, en particulier pour compenser la faible production nucléaire du fait des contrôles et des réparations liés au phénomène de corrosion sous contrainte.

Le soulagement des tensions sur le marché français en 2023, grâce à l’amélioration de la production décarbonée, à la baisse du niveau de consommation, et à celle des prix du gaz, a réduit le besoin de sollicitation de moyens thermiques à l’étranger et permis au prix spot en France de retrouver des niveaux plus faibles que ceux des pays voisins, ce qui a conduit à l’inversion du solde des échanges, redevenu exportateur (voir partie Échanges).

L’amélioration des fondamentaux de marché a aussi bénéficié aux autres pays européens, avec une diminution générale des prix spot de l’électricité. Si le prix français est passé de 276 €/MWh à 97 €/MWh entre 2022 et 2023, c’est-à-dire une baisse de 65 %, les prix allemand, espagnol et italien sont passés respectivement de 236 €/MWh à 95 €/MWh (-60 %) en Allemagne, de 168 €/MWh à 87 €/MWh (-48 %) en Espagne, et de 308 €/MWh en 2022 à 128 €/MWh (-58 %) en Italie.

Ainsi, les prix spot français ont retrouvé un positionnement habituel dans la hiérarchie des prix européens, redevenant en moyenne plus faibles que les prix en Grande-Bretagne et se rapprochant des prix en Belgique et en Allemagne.  Seuls les prix en Espagne sont restés plus faibles qu’en France comme en 2022, alors qu’ils étaient historiquement plus élevés jusqu’à la fin des années 2010. Le mécanisme de plafonnement⁸ du prix du gaz utilisé pour la production d’électricité en Espagne, qui expliquait une grande partie de l’écart constaté en 2022, a été reconduit en 2023 mais n’a plus eu d’effet sur cette année, du fait de la baisse du prix du gaz en-dessous du plafond fixé par les autorités. Ce sont le volume abondant de production renouvelable dans le pays, liée en particulier au fort développement de la capacité installée solaire (+22 % en 2023, voir partie Europe), ainsi qu’une consommation encore en retrait par rapport aux niveaux d’avant crise, qui expliquent le faible niveau de prix dans le pays, le plus faible en moyenne parmi les pays voisins de la France. Si le rythme de développement des capacités renouvelables reste élevé, les prix espagnols pourraient devenir structurellement plus faibles que les prix français.

Au cours de l’année 2023, la part du temps où le prix français a été inférieur à celui de tous les pays voisins (Allemagne, Belgique, Espagne, Grande-Bretagne, Italie Nord) s’est élevé à 15 %. À titre de comparaison, en 2022, ce n’était arrivé que 4 % du temps, alors que ce taux était de 25 % entre 2014 et 2019. Avec le développement des énergies renouvelables dans les pays voisins, il est vraisemblable que dans les années à venir les prix moyens dans ces pays seront plus souvent inférieurs au prix français que pendant les années jusqu’en 2019.

L’année 2023 a été caractérisée, en France comme dans d’autres pays européens, par une augmentation du nombre d’épisodes de prix négatifs sur le marché spot, dont l’occurrence suit une tendance haussière sur les dix dernières années, sous l’effet de l’augmentation significative des capacités de production à partir d’énergies renouvelables.

Les prix négatifs peuvent survenir lors de moments de faible consommation conjugués à une forte production d’énergies renouvelables. Lorsque la production renouvelable dépasse la consommation, les groupes pilotables, notamment les groupes thermiques non flexibles, devraient arrêter leur production. Or, la mise à l’arrêt temporaire d’un groupe thermique peut être coûteuse : en raison des contraintes techniques et économiques (coûts de démarrage, minimum technique, durée minimale d’arrêt, etc.), il peut être plus avantageux pour un producteur de payer pour continuer à produire pendant la durée de la période de forte production renouvelable plutôt que de mettre son unité à l’arrêt. Dans ce cas, les producteurs sont amenés à offrir des volumes d’énergie sur le marché à un prix négatif, traduisant le fait qu’ils sont prêts à payer pour que des acheteurs consomment (ou revendent à des consommateurs) leur production. Les consommateurs sont ainsi rémunérés pour consommer une électricité produite en des quantités trop abondantes par rapport aux besoins de consommation à ces instants précis.

Les prix négatifs ne sont pas en soi une anomalie du fonctionnement du marché. En théorie, le prix négatif constitue un signal économique légitime, encourageant les consommateurs à augmenter leur consommation lors des périodes de forte production renouvelable, et les producteurs disposant d’unités pilotables à baisser leur niveau de production. Dans les faits cependant, seulement une petite partie de la consommation d’électricité à un moment donné est couverte par des volumes échangés au prix spot ou dont le prix est indexé sur celui-ci, ce qui réduit l’effet incitatif de ce signal sur le niveau de consommation.

De plus, une large partie de la production renouvelable n’est pas non plus exposée aux prix de marché, disposant de contrats directs d’achat d’énergie par le mécanisme d’obligation d’achat. Le prix négatif n’agit pas alors en tant qu’incitation à la réduction de ces productions. Les installations en complément de rémunération, en revanche, sont incitées à ne pas produire en cas de prix négatifs. En effet, le mécanisme ne prévoit aucune rémunération lors de ces épisodes sauf si le nombre d’heures d’arrêt de l’installation cumulé sur l’année dépasse un seuil défini par filière (20 heures pour l’éolien par exemple).

En France, les prix spot ont atteint des valeurs négatives pendant 147 heures en 2023, un maximum historique. Ces prix négatifs sont apparus principalement entre les mois de mai et septembre dans l’après-midi, entre 12h et 16h, en conséquence de la forte production solaire et des faibles niveaux de consommation à ces périodes. Un épisode d’ampleur significative s’est vérifié le 2 juillet : ce jour-là, les prix horaires sont descendus jusqu’à -134,9 €/MWh, le plus bas niveau observé depuis 2013, et le prix a été négatif en moyenne sur la journée, à -1,2 €/MWh, ce qui n’était plus arrivé depuis 2020. Les prix négatifs constatés en France ont souvent été l’effet d’offres déposées sur les marchés des pays voisins. En effet, dans la majorité des cas où un prix négatif a été atteint en France, un prix négatif encore plus faible était atteint sur le marché d’un des autres pays européens au même moment. Les prix ont tendance à converger dans la limite des capacités d’échanges, ce qui explique qu’un prix très négatif sur le marché d’un pays voisin se reflète dans un prix légèrement moins négatif en France.

Aux Pays-Bas, le nombre d’occurrences de prix négatifs a considérablement augmenté en 2023 passant de seulement quelques heures en 2019 à 316 heures en 2023. Le développement des capacités de production solaire et éolienne a été particulièrement rapide dans le pays, qui affiche un objectif de 70 % d’électricité à partir d’énergies renouvelables dans le mix électrique (voir partie Europe). La part de ces énergies dans le mix électrique du pays est passée de 8 % en 2015 à  40 % 2023. Le parc solaire a particulièrement bénéficié de cette accélération. À titre de comparaison, la capacité solaire installée aux Pays-Bas est plus élevée que les pics de consommation annuels dans le pays. Quand la production renouvelable dépasse la consommation et que les capacités d’exportation vers les autres pays européens sont saturées (et que par ailleurs la production renouvelable peut être en même temps élevée dans les autres pays), les prix peuvent atteindre des niveaux négatifs très bas. Notamment, beaucoup des capacités solaires sont installées chez des particuliers, qui ne disposent pas des moyens techniques ni des incitations adéquates pour adapter leur injection sur le réseau électrique en cas de surplus de production⁹ . Ainsi, le dimanche 2 juillet, lorsque la production solaire a été abondante dans plusieurs pays européens, le prix est descendu aux Pays-Bas jusqu’à -500 €/MWh entre 13h et 15h, un minimum historique.

L’Allemagne a également été caractérisée par un record en nombre annuel d’heures avec un prix spot négatif en 2023 (301 heures). Contrairement aux autres pays cependant, il n’y a pas une différence marquée par rapport aux années précédentes. En effet, ce nombre est quasiment identique à celui de 2019 (298 heures).  Le prix spot a atteint un niveau minimum de -500 €/MWh le dimanche 2 juillet comme aux Pays-Bas, un plus bas depuis octobre 2009. De plus, sur la période du dimanche 24 au lundi 25 décembre, 36 heures consécutives de prix spot négatifs ont été enregistrées. Pendant ce dimanche suivi d’un jour férié au cours de la période des vacances de fin d’année, les températures ont été plus élevées que les normales de saison et la production éolienne abondante.

L’analyse temporelle des épisodes de prix négatifs dans les différents pays permet d’identifier des tendances communes, notamment le fait que ceux-ci se sont produits majoritairement pendant le printemps et l’été. En Allemagne, les mois d’hiver sont aussi concernés. Les heures où ces prix se matérialisent les plus fréquemment sont celles du creux de consommation de l’après-midi, entre 12h et 16h, et dans certains pays celles du creux de la nuit entre minuit et 6h.

Tout cela révèle un besoin de développement des flexibilités sur le système électrique et en particulier d’un vrai passage à l’échelle en ce qui concerne la flexibilité de la demande, avec l’objectif d’adapter à la fois durablement (pour tenir compte de la production solaire en milieu de journée, très régulière et facilement prévisible) et de manière dynamique (notamment pour suivre la production éolienne) le profil de consommation à celui de la production renouvelable (voir partie Flexibilités).

Le contexte moins tendu en ce qui concerne les approvisionnements en gaz et en électricité a également bénéficié aux prix à terme français. À partir de la mi-2021, ces derniers avaient atteint des niveaux inédits. Alors que le prix moyen des contrats négociés en année N pour une livraison d’électricité en année N+1 était resté relativement stable entre 2014 et 2020, autour de 40 €/MWh, celui-ci s’est établi à 122 € /MWh entre juin et décembre 2021 (pour livraison en 2022) et à 366 €/MWh en 2022 (pour livraison en 2023). En 2023, les prix à terme ont affiché une nette diminution par rapport aux niveaux exceptionnels de 2022, avec 162,7 €/MWh en moyenne pour une livraison en 2024, soit une baisse de 56 %, tout en restant très supérieurs aux niveaux historiques.

L’augmentation sans précédent des prix à terme sur le marché français n’avait pas été uniquement le résultat des tensions sur les marchés des combustibles et des incertitudes sur la sécurité d’approvisionnement en électricité : les prix intégraient, depuis le second trimestre 2022, une prime de risque décorrélée des fondamentaux économiques sous-tendant les marchés de l’électricité, comme le soulignait RTE dans ses différents rapports saisonniers¹⁰. Elle traduisait une forte aversion au risque des acteurs et une couverture contre des scénarios de risque extrêmes qui n’apparaissaient toutefois que très peu probables. De plus, la faible liquidité du marché à terme de l’électricité en France a eu probablement tendance à aggraver la hausse des prix. En effet, d’une part, une large partie des volumes consommés en France ne transitent pas par le marché¹¹. D’autre part, les droits d’accès aux interconnexions et les produits de couverture associés n’offrent qu’une visibilité et une possibilité de couverture à long terme réduites pour les acteurs de marché.

La prime de risque exceptionnelle caractérisant le marché français s’était progressivement résorbée fin 2022. Elle a été de nouveau visible entre le printemps et l’été 2023, après la détection de nouveaux défauts sur des soudures réparées au moment de la construction des réacteurs et identifiées en tant que parties sensibles vis-à-vis du phénomène de corrosion sous contrainte. À cette période, le prix français pour livraison au 1^er trimestre 2024 était plus élevé que la plage des coûts variables de production des groupes thermiques. La prime de risque s’est effacée progressivement à compter de la fin de l’été et tout au long de l’hiver 2023-2024.

Les prix des marchés à terme ont une forte importance dans la détermination des prix payés par les consommateurs. Ils se reflètent d’une part sur les tarifs réglementés de vente, d’autre part ils affectent directement les consommateurs qui s’approvisionnent sur les marchés de gros, de manière différenciée selon leurs modalités d’approvisionnement et l’échéance de renouvellement de leur contrat. Ainsi, les consommateurs dont l’échéance de renégociation des contrats intervenait à l’automne 2022 ont été particulièrement touchés, dans la mesure où les prix proposés par les fournisseurs ont reflété directement la cotation des prix à terme d’alors. Néanmoins, l’augmentation des prix pour les consommateurs a été, en France, relativement contenue par rapport à d’autres pays européens.

Le marché de l’électricité européen repose sur le principe selon lequel le prix de l’électricité se fixe à chaque instant au niveau du coût variable de production de la dernière unité appelée pour couvrir la demande électrique. En d’autres termes, pour chaque heure, tout se passe comme si les moyens de production étaient « empilés » par ordre de préséance économique jusqu’à atteindre un volume suffisant pour approvisionner la demande d’électricité : le dernier moyen sollicité dans cet empilement, qualifié de « marginal », détermine alors le prix de l’électricité sur l’heure donnée. En pratique, les acteurs de marché optimisent leurs achats/ventes à l’échelle de leur portefeuille de production et de consommation, et non à l’échelle de chaque unité individuelle, mais le prix tend tout de même à se former autour du prix d’offre de l’unité marginale nécessaire pour satisfaire l’équilibre offre-demande. Ceci assure une allocation économiquement optimale de la production.

Au périmètre européen, ce mécanisme de formation des prix prend en compte l’équilibre entre l’offre et la demande de chaque zone de prix (qui correspond généralement à un pays) ainsi que la capacité d’échange entre ces zones. Il en résulte une optimisation, à l’échelle européenne, de l’utilisation des moyens disponibles à court terme. Le parc thermique fossile étant la plupart du temps nécessaire pour assurer l’équilibre offre-demande à l’échelle européenne, le prix spot horaire se fixe généralement sur le coût variable des moyens de production correspondants corrélant ainsi l’évolution du prix de l’électricité avec celle des prix des combustibles comme le gaz et le charbon ainsi qu’avec le prix du CO₂. Ainsi, même si la part du thermique fossile dans la production d’électricité française est faible, elle reste aujourd’hui déterminante dans la formation du prix de l’électricité car l’interconnexion avec le reste de la plaque européenne conduit à ce que les prix de l’électricité en France dépendent également de la production thermique fossile située à l’étranger et échangée sur le marché.

Le « prix de l’électricité » recouvre en pratique différentes notions qui sont souvent confondues. Il est notamment nécessaire de distinguer d’une part le prix de l’électricité sur les marchés de gros, et, d’autre part, le « prix de détail » facturé au consommateur.

La notion de « prix de gros » est elle-même multiple en fonction de l’échéance à laquelle elle se rapporte : il peut s’agir soit du prix spot, correspondant au prix d’un mégawattheure d’électricité pour livraison physique une heure donnée, la veille pour le lendemain (construit sur les marchés journaliers selon le principe de l’ordre de préséance économique illustré ci-dessus) ou quelques heures plus tard (marchés infrajournaliers), soit d’un prix à terme dont l’échéance de livraison est plus éloignée allant de la semaine à l’année.

Les marchés à terme permettent aux producteurs et aux fournisseurs de se couvrir face au « risque prix » du marché journalier, c’est-à-dire contre la volatilité horaire du prix qui s’y forme. Les producteurs, d’une part, et les fournisseurs ou gros consommateurs, d’autre part, y cèdent ou achètent respectivement une large part de leur production et de leur consommation, pour, selon le cas, définir leur marge ou déterminer un tarif pour leurs clients, plusieurs mois, voire plusieurs années en amont (seule une part résiduelle de leur production ou de leur consommation étant cédée ou achetée sur le marché spot).

Les prix à terme (ou prix forward) reflètent ainsi un arbitrage entre la vente ou l’achat d’électricité à l’avance et l’attente du dernier moment pour se couvrir (au moment du marché journalier). Les prix à terme se situent, par conséquent, généralement autour de l’anticipation des prix spot moyens, en intégrant une éventuelle prime de risque qui peut dépendre de l’incertitude et/ou de l’aversion au risque des différents acteurs concernés. En particulier, les primes de risque peuvent atteindre des niveaux très élevés lorsque se produit une crise, traduisant une perception de pénurie ou de tension sur l’offre par les acteurs.

Les prix à terme constituent une des composantes du prix de l’électricité acquitté par les consommateurs finals (ils sont notamment utilisés pour la construction des tarifs réglementés de vente et pour approvisionner les consommateurs n’étant pas éligibles à ces derniers, à l’instar des industriels) aux côtés d’autres composantes. Outre cet approvisionnement sur les marchés à terme, le prix de détail figurant sur la facture d’électricité des consommateurs comporte une part correspondant aux coûts du réseau nécessaire à l’acheminement de l’électricité, une part de taxes, une part liée à des dispositifs de régulation comme l’ARENH et d’autres composantes diverses (coût de commercialisation, mécanisme de capacité, etc.). Ces principes sont communs aux tarifs réglementés de vente, encore largement dominants pour les clients résidentiels et petits professionnels, et aux offres de marché qui leur font concurrence.

Dans les marchés physiques à court terme (les marchés journaliers – avec livraison pour le lendemain – mais également les marchés infrajournaliers), les conditions météorologiques jouent un rôle important. En revanche, dans les marchés à terme, dont l’échéance de livraison est plus éloignée, les prix sont plus fortement dépendants des perspectives d’évolution à moyen terme des prix du gaz et de la situation en matière d’offre et de demande.