Prix

La crise énergétique liée à la situation internationale et à l’augmentation des prix des combustibles a conduit à une augmentation sans précédent des prix de l’électricité en Europe, en particulier entre le printemps et l’été 2022. Ceci a fait suite à une période déjà tendue sur la fin de l’année 2021, quand la reprise économique en sortie de crise sanitaire avait entraîné une tension entre la demande de gaz et l’offre disponible, aves des répercussions sur les prix du gaz et in fine sur les prix de l’électricité.

La France dispose structurellement d’atouts permettant de faire face à des tensions sur les combustibles pour la production d’électricité : elle est habituellement exportatrice d’électricité et son mix électrique est largement dominé par le nucléaire et les énergies renouvelables, des moyens de production à coûts variables faibles. Cependant, les tensions sur le parc de production nucléaire français survenues en fin d’année 2021 et qui se sont prolongées au cours de l’année 2022, ainsi que la sècheresse qui a affecté la production hydraulique, ont eu pour conséquence une diminution de la quantité d’électricité produite sur le territoire. Ceci a entraîné à la fois une augmentation conséquente des volumes d’électricité importés depuis les pays voisins, qui présentent un mix de production qui repose davantage sur du gaz et du charbon, et l’augmentation du volume de production à partir de gaz en France.

Dans ce contexte, les prix de l’électricité ont fortement augmenté, à la fois en ce qui concerne les prix spot que les prix à terme (voir partie « Pour mieux comprendre »). Les analyses publiées par RTE dans le cadre de l’étude saisonnière sur la sécurité d’approvisionnement pour l’automne et l’hiver 2022-23¹ ont montré que les augmentations des prix spot ont été globalement en lien avec les fondamentaux de marché, c’est-à-dire qu’elles ont reflété le recours accru aux moyens de production thermique fossile et aux importations, en suivant les évolutions des prix des combustibles.

En revanche, les prix à terme enregistrés entre le printemps et l’automne 2022 pour livraison au cours de l’hiver 2022-2023 ont été régulièrement supérieurs en France à ceux observés dans les pays voisins, dépassant largement l’intervalle des coûts variables de production des centrales thermiques au gaz. Ceci traduisait l’intégration, de la part des acteurs de marché, d’une « prime de risque » très élevée pour la France, vis-à-vis de la sécurité d’approvisionnement de l’automne-hiver 2022-2023. Cette prime de risque porte à la fois sur le « risque prix » et sur le « risque volume ». Le « risque prix » incite les acteurs à se couvrir des risques de fluctuations des prix spot et infra-journaliers : par exemple, les fournisseurs souscrivent des contrats à terme pour couvrir des larges parties du volume de consommation de leur portefeuille de clients. Le « risque volume », dans un contexte déjà tendu sur les prix, incite les fournisseurs à se couvrir sur des volumes additionnels en anticipation par exemple d’une surconsommation lors d’une vague de froid, qui pourrait être très coûteuse à alimenter s’ils devaient se sourcer sur le marché spot, infra-journalier, ou encore davantage s’ils devaient acquitter le prix de règlement des écarts, s’ils n'étaient pas à l’équilibre sur leur périmètre.

RTE a souligné, dès la publication de l’analyse sur la sécurité d’approvisionnement sur l’automne et l’hiver 2022-23 en septembre 2022, et lors des mises à jour des mois suivants, que les primes de risque intégrées par les acteurs correspondaient à une anticipation de situations de défaillance allant bien au-delà du scénario le plus dégradé anticipé par RTE. Ce phénomène de « surcouverture » correspondait donc à une perception des risques qui s’écartait largement des fondamentaux de fonctionnement du système électrique, traduisant un manque de confiance des acteurs vis-à-vis des risques sur la sécurité d’approvisionnement et aux trajectoires de remise en service des réacteurs nucléaires. L’analyse publiée par la CRE en décembre 2022 a confirmé ce constat². Par la suite, la réduction progressive des incertitudes sur la sécurité d’approvisionnement (retour en service de réacteurs nucléaires en décembre, températures relativement élevées par rapport aux normales sur la première partie de l’hiver) s’est traduite par une forte baisse des primes de risque intégrées par les acteurs, amenant les prix à terme à se rapprocher de ceux des autres pays européens sur la fin de l’année 2022.

Sur l’ensemble de l’année, les prix français de « gros » spot et à terme ont été supérieurs à la plupart de ceux des pays voisins pour les raisons évoquées précédemment. En moyenne sur l’année, le prix spot a atteint 275,9 €/MWh (contre 109,2 €/MWh en 2021).

Les ménages et les petites entreprises ont été en large partie protégés de ces augmentations de prix grâce au « bouclier tarifaire », qui a limité les hausses des tarifs règlementés de vente à 4 % en 2022. En l’absence de cette mesure, l’augmentation aurait dû atteindre 44 %³⁴. D’autres mesures, comme l’augmentation du volume d’ARENH⁵, des baisses de taxes (TICFE) ont permis de contenir la hausse pour les entreprises et les collectivités publiques⁶. Cependant, ces niveaux de prix très élevés ont eu des répercussions sur la demande d’électricité, notamment pour les industries intensives en énergie (voir partie consommation).

Lecture : le graphique représente la distribution des différences entre le prix spot en France et celui d’un autre pays. L’épaisseur des formes dépend du nombre de pas de temps dans l’année caractérisés par l’écart affiché sur l’axe. Le niveau où la forme est la plus « épaisse » correspond à la valeur d’écart enregistrée le plus souvent. Plus la forme est « allongée », plus les écarts ont varié au cours de l’année. La ligne en pointillés représente la moyenne des écarts pour chaque frontière.  Par exemple, le prix en France a été en moyenne 108 €/MWh plus élevé qu’en Espagne. Les écarts se sont situés le plus souvent entre 50 €/MWh et -50 €/MWh. Les écarts au-dessus de la moyenne ont été moins fréquents mais ont pu atteindre près de 600  €/MWh.

¹ "Perspectives du système électrique pour l’automne et l’hiver 2022-23" (septembre 2022 et actualisations mensuelles à partir d'octobre)

² CRE, « Les prix à terme de l'électricité pour l'hiver 2022-2023 et l'année 2023 », décembre 2022.

³ Proposition d'évolution des tarifs réglementés de vente d'électricité au 1er février 2022 - CRE

⁴ Pour l’année 2023, la hausse des TRV est de 15 %, alors qu’elle aurait dû être de 107 % selon l’analyse de la CRE. La CRE calcule l’évolution théorique des tarifs réglementés de vente d’électricité au 1er février 2023 avant application du bouclier tarifaire - CRE

⁵ Permettant aux fournisseurs alternatifs de s'approvisionner auprès d’EDF à un prix plus faible que celui observé sur le marché au cours de l’année 2022 et en 2023.

⁶ Un dispositif « amortisseur électricité » est également entré en vigueur à partir du 1er janvier 2023.

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Données mises à jour en février 2023

Sur la deuxième moitié de l’année 2021, à la sortie de la crise sanitaire, la forte reprise économique a entrainé avec elle la demande de combustibles fossiles dans le monde. Celle-ci s’est traduite par une tension entre la demande et l’offre disponible, et en une concurrence entre les pays européens et asiatiques concernant le gaz naturel liquéfié (GNL), qui s’est manifestée par une hausse des prix du gaz. Les incertitudes sur les flux de gaz russe ont également pesé sur ces prix, qui sont passés de 15-20 €/MWh en début d’année 2021 à environ 80 à 100 €/MWh à la fin de l’année (avec des pics atteignant les 150 €/MWh ponctuellement). Les tensions sur les marchés des combustibles se sont répercutées sur les prix de l’électricité, qui ont dépassé les 450 €/MWh en moyenne le 22 décembre, alors que dans le même temps, la découverte des défauts dus à la corrosion sous contrainte rendait nécessaire l’arrêt pour contrôles d’un certain nombre de réacteurs nucléaires (voir partie Production).

Sur le début d’année 2022, les prix spot de l’électricité sont restés inférieurs à ceux de décembre 2021 grâce au recul des prix du gaz (du fait de l’abondance des livraisons de GNL) et malgré la diminution progressive de la disponibilité du parc nucléaire. En février, la production éolienne très importante en France et en Europe et les températures au-dessus des normales de saison ont permis un recours plus faible à la production thermique fossile en France et également réduit les besoins d’importation d’électricité, diminuant ainsi la dépendance des prix français à ceux de la production de centrales thermiques à l’étranger. Le mois de février a été le seul mois avec un solde des échanges nettement exportateur.

Le début de l’invasion de l’Ukraine par la Russie, le jeudi 24 février, a marqué un tournant dans la crise énergétique. La Russie étant alors un des principaux fournisseurs de l’Europe en matière de gaz (38 % en 2019¹), de charbon (41 % en 2019²) et de pétrole (23 % en 2019³), les craintes des acteurs se sont renforcées au sujet de potentielles ruptures d’approvisionnements. Cela a poussé le prix de ces matières premières à des niveaux rarement atteints auparavant (+31 % pour le gaz, +25 % pour le charbon sur la seule journée du 24 février). Peu de temps après, le mardi 8 mars, des pics significatifs des prix spot de l’électricité ont été atteints partout en Europe. En France, le prix spot a dépassé les 540 €/MWh en moyenne sur la journée, un niveau largement supérieur au pic observé en décembre 2021.

¹ Source : Eurostat

² Source : Eurostat

³ Source : Eurostat

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Données mises à jour en février 2023

À partir du mois de mars, la disponibilité du parc nucléaire français a commencé à se dégrader nettement, du fait des contrôles en lien avec le phénomène de corrosion sous contrainte qui se sont ajoutés aux arrêts programmés pour maintenance et aux arrêts pour des indisponibilités fortuites (voir partie « Production »).

Dans ce contexte dégradé, le lundi 4 avril la France a connu une vague de froid tardive qui a mené à des fortes contraintes sur l’équilibre offre-demande. Ce jour-là, les possibilités d’importation en provenance d’Allemagne et Belgique ont été limitées à la fois pour des contraintes du réseau interne allemand mais également à cause du contexte très tendu dans d’autres pays d’Europe centrale. Le prix spot horaire français s’est rapproché du prix plafond de 3 000 €/MWh à 8h et il a dépassé 550 €/MW en moyenne sur la journée, au-dessus du pic du mois de mars.

Les tensions sur les prix des combustibles, accompagnées des craintes sur la sécurité d’approvisionnement électrique sur l’automne et l’hiver 2022-23, se sont également reflétées sur les prix à terme pour l’hiver 2022-23 ainsi que pour l’année 2023. En particulier, les prix en France sont passés au-dessus de ceux de ses voisins, tout en restant encore dans l’intervalle des coûts variables de production des centrales thermiques au gaz.

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Données mises à jour en février 2023

Entre mi-juin et fin août, les prix de l’électricité ont connu une dynamique haussière, ayant culminé fin août à des niveaux de prix bien supérieurs à ceux observés en fin d’année 2021 ou au printemps 2022. Cette hausse est le résultat d’un ensemble de facteurs :

• Les prix du gaz en Europe ont fortement augmenté du fait d’une forte réduction des flux en provenance de Russie (réductions et arrêts des flux sur Nord Stream 1), et à l’arrêt partiel d’une des plus importantes usines de liquéfaction de gaz aux Etats-Unis à cause d’un incendie. Sur la période, une grande importance a été accordée au remplissage des stocks de gaz : l’Union européenne a adopté fin juin un règlement imposant un niveau minimal de remplissage des stockages de gaz des pays membres avant le début de l’hiver¹ (80 % pour l’hiver 2022/2023 et 90 % pour les hivers suivants). Le remplissage des stocks a conduit à une augmentation de la demande qui s’est également reflétée sur les prix. Le prix spot du gaz a atteint 150 €/MWh_PCS en moyenne en août 2022.
• La disponibilité du parc nucléaire français a continué à se réduire pour atteindre un minimum historique au mois d’août.
• Les niveaux de stock pour la production hydraulique étaient très bas en France et plus largement en Europe (voir partie « Production »).
• Les prix du charbon ont également augmenté jusqu’à atteindre des niveaux record au cours de l’été. En effet, pour sécuriser la sécurité d’approvisionnement en électricité sur l’hiver 2022/2023, les gouvernements européens ont pris des mesures dès l’été afin de permettre un recours plus important aux centrales au charbon (réouverture de la centrale de Saint-Avold en France, remise sur le marché de centrales en réserve en Allemagne). En parallèle, un embargo sur l’importation de charbon russe a été voté début avril par les pays de l’UE pour une entrée en vigueur à partir du mois d’août, ce qui a contribué à la montée des tensions sur le marché.
• Les vagues de chaleur de l’été ont entrainé une hausse de consommation en Europe du fait des besoins de climatisation. L’été 2022 a été le plus chaud depuis au moins un siècle en Espagne, Italie, Allemagne et Royaume-Uni, et le deuxième après 2003 en France².

L’équilibre du système électrique était donc très tendu au cours de l’été et les prix spot ont souvent été plus élevés que les coûts théoriques de production des centrales thermiques au gaz françaises. Une première explication résulte du recours aux importations des pays voisins, lorsque les moyens de production au gaz sollicités sont plus anciens et présentent de moins bons rendements qu’en France. La seconde explication réside dans l’optimisation de la gestion de stocks pour la production d’électricité. En effet, les centrales qui disposent d’un stock pour la production (barrages hydrauliques, centrales nucléaires, turbines à combustion au fioul) peuvent choisir de conserver le stock pour des périodes potentiellement plus tendues, lorsque le prix de l’électricité est élevé. Le prix que ces acteurs peuvent proposer sur le marché de l’électricité au cours de l’été dépend donc des prix qu'ils anticipent pour l'hiver suivant et qui, vus de l'été 2022, étaient très élevés comme évoqué précédemment.

Ainsi, le prix spot moyen journalier en France a atteint des niveaux historiquement élevés à partir du 24 août, dépassant les 700 €/MWh les 26, 29 et 30 août. En moyenne, le prix spot s’est rapproché de 400 €/MWh sur le mois de juillet et de 500 €/MWh sur le mois d’août.

Les tensions évoquées ont également affecté les prix à terme de l’électricité, qui ont atteint des niveaux sans précédent et ont été régulièrement supérieurs en France à ceux observés dans les pays voisins (voir « Vision d’ensemble »).

¹ À noter que, en France, la législation prévoyait déjà un niveau minimal de remplissage de 85 % au 1^er novembre.

²2022, année la plus chaude en France | Météo-France (meteofrance.com)

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Données mises à jour en février 2023

Après cette période de tension inédite, les prix spot de l’électricité ont fortement baissé au cours des mois de septembre et octobre. La moyenne mensuelle des prix spot en France est ainsi passée de près de 500 €/MWh en août à moins de 200 €/MWh en octobre, au plus bas depuis octobre 2021. Ceci a notamment été le reflet de la dynamique baissière sur les prix du gaz, qui ont retrouvé, en octobre 2022, un niveau moyen d’environ 50 €/MWh_PCS, comparable à celui d’octobre 2021. La réduction de la tension sur le marché du gaz et sur le système électrique est liée à plusieurs circonstances favorables :

• Les stocks de gaz en Europe ont atteint les objectifs de remplissage fixés par l’Union européenne bien avant la date limite du 1^er novembre, ce qui a réduit la tension sur la demande¹. La décision de prolongation jusqu’en avril 2023 du fonctionnement des trois derniers réacteurs nucléaires actifs en Allemagne, dans le but de sécuriser l’approvisionnement énergétique de l’hiver et d’économiser du gaz, a également contribué.
• En même temps, les approvisionnements en GNL sont restés très abondants. L’Europe a été la principale destination des cargos GNL entre la fin de l’été et le début de l’automne² grâce à la réduction des importations de GNL en Asie, où les pays se sont tournés davantage vers le charbon du fait de l’augmentation des prix du gaz. Dans ce contexte, l’arrêt des flux sur le gazoduc Nord Stream 1 pour une durée indéterminée n’a que très peu pesé sur les marchés.
• Par ailleurs, les températures au mois d’octobre et jusqu’à mi-novembre sont restées sur des niveaux très élevés par rapport aux normales de saison, réduisant la consommation de gaz ainsi que d’électricité et donc la tension sur le système électrique.
• La production renouvelable en France a été importante sur la période. La production solaire est restée particulièrement élevée et la production éolienne s’est établie aux meilleurs niveaux observés à la même période.
• Les stocks hydrauliques se sont améliorés dès l’automne grâce à une pluviométrie plus abondante et à la gestion responsable des stocks pendant l’été.

En revanche, les prix à terme de l’électricité pour la fin de l’année 2022 et le premier trimestre 2023 sont restés, à cette période, supérieurs aux niveaux pouvant être expliqués par les fondamentaux économiques, malgré la baisse des coûts des combustibles (y compris à terme). Les acteurs semblent donc avoir maintenu, voire incrémenté, les primes de risque considérées sur les mois précédents, malgré les réactualisations des diagnostics sur la sécurité d’approvisionnement, qui considéraient de moins en moins probable la survenue d’aléas particulièrement défavorables au cours de l’hiver.

Pour limiter les effets des prix élevés de l’électricité sur les consommateurs ainsi que sur les finances publiques (pour le financement des mesures de protection), des mesures d’urgence ont été adoptées début octobre par l’Union européenne³ et par les différents pays, pour d’une part limiter la consommation d’électricité et d’autre part plafonner les revenus de certains producteurs d’électricité, redistribuant aux consommateurs d’électricité la rente perçue.

¹ AGSI (https://agsi.gie.eu/) et CRE (https://www.cre.fr/Actualites/les-stockages-francais-de-gaz-sont-pleins-en-preparation-de-l-hiver)

² Les importations de GNL ont progressé de 102 % en France et de 84 % en Europe (y compris le Royaume-Uni) en 2022 par rapport à 2021 (source : GRTgaz)

³ Règlement (UE) 2022/1854 du conseil du 6 octobre 2022 sur une intervention d’urgence pour faire face aux prix élevés de l’énergie

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Données mises à jour en février 2023

À partir de mi-octobre, les prix spot en France ont retrouvé des niveaux correspondant aux coûts variables de production des centrales thermiques en France, qui ont donc souvent fixé les prix. Quelques dépassements occasionnels de cette plage ont eu lieu quand les centrales marginales (les dernières centrales sollicitées et fixant le prix) étaient des moyens thermiques à l’étranger (en cas d’importations), ou quand il y a eu recours à une production en France à partir de stocks qui peuvent être utiles pour l’hiver (hydraulique, combustible nucléaire, fioul, voire gaz).

Sur la période novembre-décembre, les prix spot journaliers de l’électricité ont suivi l’évolution des prix du gaz, des conditions météorologiques et du rythme de retour de maintenance des réacteurs nucléaires français à l’arrêt.

• La baisse des températures a entrainé une augmentation de la consommation, qui est cependant restée structurellement plus faible que ses niveaux habituels pour la période (voir partie « Consommation »). Une vague de froid s’est installée en Europe entre fin novembre et mi-décembre¹, avec des températures descendant jusqu’à 6° C en dessous des normales en France.
• Les prix du gaz ont repris une tendance haussière dès début novembre, avec l’augmentation de la demande pour le chauffage domestique et la production d’électricité.
• La disponibilité du parc nucléaire français s’est progressivement améliorée, notamment à partir de début décembre, même si elle est restée faible par rapport à l’historique. La disponibilité moyenne sur le mois est passée de 28,5 GW en octobre à 31,6 GW en novembre puis à 39,3 GW en décembre.
• La production éolienne a été relativement faible au moment de la vague de froid de fin novembre – début décembre, pour atteindre des niveaux très élevés sur les deux dernières semaines de décembre.

Ainsi, les prix spot de l’électricité ont entrepris une nouvelle augmentation dès mi-novembre pour atteindre un pic mi-décembre en concomitance avec la vague de froid, tout en restant plus faibles que ceux enregistrés au mois d’août. À partir de mi-décembre, la baisse de consommation grâce au retour de températures nettement supérieures aux normales saisonnières combinée à l’effet des vacances de fin d’année, et la production éolienne très importante, ont permis aux prix de l’électricité de retrouver des niveaux très faibles, avec notamment des épisodes de prix nuls voire négatifs sur certains pas de temps. Ainsi, au cours des deux dernières semaines de l’année, les prix spot ont régulièrement été inférieurs à la plage de variation des coûts de production des moyens thermiques, qui ont été très peu sollicités sur la période. Des conditions similaires ont entrainé une baisse des prix dans la plupart des pays européens.

Les prix à terme ont connu une très forte baisse à partir du mois de novembre, pour revenir à des niveaux compatibles avec les fondamentaux de marché. La baisse a d’abord touché les prix à terme pour la livraison en fin d’année (en novembre, le prix à terme pour livraison en décembre a été divisé par deux par rapport à son niveau du mois d’août), puis s’est étendue aux prix à terme pour livraison au premier trimestre 2023. Le prix français pour livraison au premier trimestre 2023 a été divisé par 7 entre fin août et fin décembre. Si la baisse des prix à terme est en partie liée à la baisse des prix du gaz par rapport aux niveaux de l’été, elle est principalement une conséquence de la quasi-disparition de la prime de risque associée au comportement de surcouverture des acteurs, et de faible confiance dans les prévisions de remise en service des réacteurs nucléaires.

En effet, la perception du risque a évolué au cours de l’automne et en début d’hiver, à mesure que la disponibilité du parc nucléaire augmentait et que la consommation d’électricité confirmait sa baisse structurelle par rapport aux années précédentes, rendant toujours plus improbables les « scénarios du pire » anticipés par les acteurs en début d’automne. Depuis la fin décembre, les prix observés sur les marchés à terme apparaissent ainsi plus cohérents avec l’analyse des fondamentaux et sont désormais proches de ceux des pays voisins, même s’ils restent encore à des niveaux élevés.

Même après la baisse observée fin 2022, les niveaux de prix continuent de générer des fortes tensions sur les finances publiques et sur l’économie en général. Au niveau européen, un accord sur le plafonnement des prix de gros du gaz a été trouvé en décembre. Les débats actuels se réorientent maintenant vers une réforme plus structurelle du marché d’électricité, qui devrait viser à mieux aligner les coûts et les factures payées par les consommateurs d’électricité, tout en maintenant l’efficacité du marché de court terme et les incitations à l’investissement dans les nouveaux moyens de production d’électricité nécessaires à la décarbonation.

¹ Un pic de consommation (81,8 GW) a été atteint le lundi 12 décembre à 19h. Il ne s’agit pas cependant du niveau de consommation le plus élevé sur l’année, qui a été enregistré en janvier (voir partie Consommation). Lors de cette journée, le recours aux importations a été très important, avec l’activation également de contrats de secours entre gestionnaires de réseaux de transport.

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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 électrique¹. 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 : la dernière centrale sollicitée dans cet empilement détermine alors le prix de l’électricité sur l’heure donnée (on parle de « centrale marginale »). Ceci assure une allocation économiquement optimale de la production.

À l’échelle européenne, le parc thermique fossile étant la plupart du temps nécessaire pour assurer l’équilibre offre-demande, 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 :

• d’une part, dans le contexte actuel, les centrales au gaz sont généralement nécessaires à l’équilibre entre l’offre et la demande, notamment pour compenser les faibles disponibilités du parc nucléaire et de l’hydraulique ;
• d’autre part, 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.

¹ En toute rigueur, il s’agit d’une approximation supposant qu’il y a libre concurrence sur le marché, que la consommation est achetée à tout prix et que les centrales n’incluent pas dans les prix leurs contraintes techniques notamment les coûts de démarrage.

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

La notion de « prix de gros » est elle-même multiple : il peut s’agir soit du prix spot, correspondant au prix d’un mégawattheure d’électricité pour une heure donnée, la veille pour le lendemain (construit selon le principe de l’ordre de préséance économique illustré ci-dessus), soit d’un prix à terme dont l’échéance de livraison est plus éloignée et pour une période allant de la semaine à l’année.

Les marchés à terme permettent aux acteurs de couvrir le « risque prix » du marché spot : il s’agit notamment pour les producteurs de fixer leur marge et pour les fournisseurs de déterminer un tarif pour leurs clients sans s’exposer à la volatilité horaire du prix spot. Les fournisseurs ou gros consommateurs couvrent ainsi une large part de leur consommation sur les marchés à terme, plusieurs mois voire plusieurs années en amont, et seulement pour une part résiduelle sur le marché spot du jour pour le lendemain.

Les « prix à terme » (ou prix forward) reflètent en principe la moyenne des prix spot anticipés par les acteurs de marché sur l’ensemble de la période de livraison considérée. Ils participent directement du prix de l’électricité payé par les consommateurs puisqu’ils (i) interviennent dans la construction des tarifs réglementés de l’électricité et (ii) sont utilisés pour couvrir les clients n’ayant plus accès à ces tarifs réglementés comme les industriels. Le « prix de détail » qui apparaît sur la facture d’électricité des consommateurs est composé pour partie seulement des prix à terme. En effet, à ces coûts d’approvisionnement en électricité s’ajoutent des dispositifs de régulation « hors marché » comme l’ARENH ainsi que les coûts du réseau d’électricité et les taxes.

Dans les marchés physiques à court terme (le marché spot – 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.

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