Le prix de marché de l'électricité : comment il se forme, et ce qu'il dit de notre parc

• Un seul prix par heure. La veille pour le lendemain, producteurs et acheteurs déposent leurs offres. On retient les offres de vente les moins chères jusqu'à couvrir la demande, et toutes les offres retenues sont payées au prix de la dernière.
• Ce prix n'est pas un coût de production. C'est le prix d'une offre, qui peut valoir zéro ou moins (soutiens, centrales difficiles à moduler) comme plus de cinq fois le coût du gaz (rareté). En 2025, le prix français est allé de −118 à +473 €/MWh.
• La moyenne cache l'essentiel. Le prix moyen de 2025 (61,1 €/MWh) est égal au coût complet du nucléaire (60,3 selon la CRE). Mais il vaut 19 € en mai et 123 en février, et 56 % de la recette du nucléaire vient des heures au-dessus de 90 €/MWh, qui ne représentent que 31 % de son volume.
• La France n'est alignée sur l'Allemagne que ponctuellement. Les deux prix sont identiques dans 10 % des heures de 2025. Dans 69 % des heures, le prix français est inférieur au prix allemand, de 43 €/MWh en moyenne. Une moyenne annuelle ne montre pas ce fonctionnement : il faut regarder les heures.

Notre lecture. Un prix unique par heure est un bon outil pour décider quelles centrales utiliser à chaque instant. Il est beaucoup moins adapté pour rémunérer un parc fait presque entièrement de coûts fixes, comme le nucléaire et l'hydraulique (près de 80 % de la production française en 2025) : leur recette dépend d'un petit nombre d'heures rares, dont le prix est lié au gaz, alors que leur coût est stable. C'est l'objet des sections suivantes, qui séparent ce qui est mesuré de ce que nous en concluons.

Le marché « du lendemain » (day-ahead) fixe, pour chaque heure du jour suivant, un prix par zone, la France étant une zone. Un algorithme européen (Euphemia) calcule en même temps les prix de tous les pays reliés entre eux. Dans chaque zone, le principe est le même.

1. Chaque producteur propose une quantité à un prix minimal : son prix d'offre.
2. On range les offres du moins cher au plus cher : c'est l'ordre de mérite (merit order).
3. On les retient dans cet ordre jusqu'à couvrir la demande de l'heure.
4. Le prix de l'heure est celui de la dernière offre retenue. Toutes les offres retenues sont payées à ce prix, même celles qui demandaient beaucoup moins.

À court terme, la demande réagit peu au prix : l'électricité d'une heure froide de janvier est nécessaire quel qu'en soit le prix. C'est donc surtout l'offre qui fait varier le prix. Un exemple réel : le 20 janvier 2025, à 18 h, la France consommait 77,7 GW et exportait 4,7 GW.

Production moyenne de l'heure, RTE (eCO2mix, données définitives), prix ENTSO-E. Le nucléaire (56 GW) était à son niveau le plus haut de l'année.

Le gaz coûtait environ 93 €/MWh à produire en 2025 (combustible et CO₂). Pourtant le prix de cette heure est cinq fois plus élevé. La section suivante explique cet écart : le prix d'une offre n'est pas le coût de la centrale.

Un producteur ne propose pas toujours son coût. Son prix d'offre dépend de ce qu'il perd ou gagne à produire une heure de plus, et ce n'est pas la même chose pour une éolienne, un réacteur, un barrage ou une centrale à gaz. Le schéma classe les offres en trois zones.

Les données publiques donnent le prix de chaque heure et la production de chaque filière, pas l'offre qui a fixé le prix. Les trois zones sont une grille de lecture, pas une mesure.

Zone 1, zéro ou moins. Une part de l'éolien et du solaire reçoit son revenu quel que soit le prix de l'heure. Ces producteurs n'ont aucune raison d'arrêter quand le prix est nul. Le nucléaire, de son côté, ne module pas à volonté. Résultat en 2025 : plus de 500 heures à prix négatif en France, dont 93 % avec plus de 2 GW de solaire. Pour les contrats récents, le soutien est suspendu quand le prix est négatif, et la CRE estime l'économie de cet arrêt à environ 100 M€ par an.

Zone 2, le coût d'appel. C'est la zone que décrivent les manuels : on offre ce que coûte de produire. Elle commande le prix quand l'électricité n'est ni rare ni en excès.

Zone 3, la rareté. Quand toutes les centrales économiques sont appelées, la dernière offre peut valoir bien plus que son coût. Le prix devient un signal de rareté : il fait baisser la demande et rémunère les moyens qui ne tournent que quelques heures. C'est le 473 €/MWh de la section précédente.

Deux journées réelles, heure par heure, montrent le même parc donnant des prix opposés. En haut de chaque graphique, la production française par filière (barres) et la consommation (trait noir) : l'écart entre les deux est ce que la France exporte. En bas, le prix français et le prix allemand.

Lundi 20 janvier 2025 : froid, sans vent, prix jusqu'à 473 €/MWh

• Le nucléaire est à 56 GW toute la journée, son niveau le plus haut de l'année : il n'a rien de plus à donner. L'hydraulique module de 6 GW la nuit à 17 GW le matin, le gaz tourne entre 6 et 8 GW.
• La consommation atteint 82 GW. Le vent est quasi absent (moins de 2 GW) et le soleil de la fin d'après-midi disparaît à 18 h.
• Le prix passe de 114 €/MWh à 3 h à 473 à 18 h. À 17 h, le prix allemand monte à 583 mais le prix français reste à 276 : la ligne est saturée, les deux zones sont séparées. À 18 h, elles se rejoignent à 473.

Jeudi 1er mai 2025 : jour férié ensoleillé, prix jusqu'à −118 €/MWh

• Le solaire monte à 14 GW pour une consommation de 31 à 42 GW. Le nucléaire passe de 37 GW à minuit à 21 GW à 14 h : le parc module d'environ 15 GW pour laisser la place au solaire.
• Le prix français est de 22 €/MWh la nuit, contre 90 en Allemagne ; à 14 h il est de −118 dans les deux pays. Le soir, à 18 h, il est de 16 en France et de 96 en Allemagne.
• La France n'exporte presque plus à midi : le prix allemand est lui aussi négatif, ses voisins ont eux aussi trop de soleil.

Mesuré. Avec le même parc nucléaire, le prix passe de −118 à 473 €/MWh selon la consommation, le vent, le soleil et ce que font les voisins. Le prix ne dit presque rien du coût du parc français, qui ne change pas d'une heure à l'autre.

Entre deux zones reliées, les prix ne peuvent différer que si la ligne est saturée. Tant qu'elle ne l'est pas, l'électricité va du pays le moins cher vers le plus cher, et les deux prix se rejoignent. Quand la ligne est pleine, chaque pays garde son prix, et la différence, la rente de congestion, revient aux gestionnaires de réseau.

En 2025, la France était connectée à plusieurs pays, dont l'Allemagne. Heure par heure, les deux prix étaient identiques dans seulement 10 % des heures.

Prix en €/MWh, ENTSO-E. Le solde exportateur est le solde physique de la France avec tous ses voisins, d'après RTE (eCO2mix). Les heures « France moins chère » ont un écart moyen de −43 €/MWh, les heures « France plus chère » de +8.

Ce que les chiffres montrent.

• Quand la France exporte beaucoup (plus de 13 GW, soit 28 % de l'année), les prix sont identiques dans 2 % des heures seulement : les lignes sont pleines. Quand son solde exportateur est faible (0 à 5 GW), c'est dans 27 % des heures.
• Les heures alignées se concentrent aux extrêmes : 24 % des heures à prix négatif et 22 % de celles au-dessus de 120 €/MWh, contre 2 à 12 % des autres. Le 20 janvier à 18 h, tout le continent manquait d'énergie : les deux zones étaient à 473.
• Dans 21 % des heures, le prix français dépasse le prix allemand, de 8 €/MWh en moyenne.
• La rente de congestion de RTE a été de 2 050 M€ en 2025 sur toutes les frontières (dont 717 M€ avec l'Allemagne et la Belgique). Après le financement des garanties de capacité et des interconnexions (1 591 M€), 460 M€ ont été déduits du TURPE (CRE).

Mesuré. De 2019 à 2023, les prix annuels français et allemands sont proches (écart de +1,7 à +12,4 €/MWh), sauf en 2022 (+40,5, année de crise nucléaire). En 2024 et 2025, la France passe sous l'Allemagne de 20,5 puis 28,2 €/MWh, en même temps que le parc nucléaire revient et que les exportations passent de 50 à près de 90 TWh.

Notre lecture. L'idée qu'exporter fait monter le prix français est exacte quand la ligne n'est pas saturée : la demande adressée au parc français augmente, et le prix rejoint celui du voisin (c'est ce que montre le simulateur en bas de page). En 2025, cette situation est l'exception, 10 % des heures. Mais ces heures tombent aux extrêmes, celles où les recettes se jouent. Une moyenne annuelle ne peut donc pas mesurer l'effet : l'alignement est ponctuel, et seule une lecture par régimes le montre. Mécaniquement, plus les lignes sont grandes, moins elles saturent, et plus les heures alignées sont nombreuses : c'est un bénéfice de sécurité d'approvisionnement et de ventes, et un coût pour le consommateur français exposé au prix horaire. Nous ne l'avons pas chiffré.

En 2025, le nucléaire (373 TWh) et l'hydraulique (54 TWh) ont produit près de 80 % de l'électricité française. Ce sont des centrales dont presque tout le coût est fixe. Dans le coût complet du nucléaire de la CRE, 60,3 €/MWh, le combustible ne pèse que 8,1 : environ 87 % du coût complet n'est pas du combustible (exploitation fixe et capital). C'est un parc que l'on programme (arrêts de maintenance en été, pleine puissance en hiver) et qui n'ajuste son volume qu'à la marge.

Le marché horaire, lui, paie chaque MWh au prix d'une offre marginale. Voici ce qu'il a versé au nucléaire en 2025, si on lui applique le prix de chaque heure à sa production de l'heure (hors contrats, ARENH et couvertures).

Recette théorique : production nucléaire de chaque heure × prix de l'heure. Ce n'est pas la recette réelle d'EDF, qui vend surtout à terme. Coût complet CRE : 60,3 €/MWh. Sources : RTE (eCO2mix définitif 2025), ENTSO-E, calculs du site.

Mesuré, 2025.

• Les heures à plus de 90 €/MWh représentent 31 % du volume nucléaire et 56 % de sa recette. Les heures à moins de 30 €/MWh (31 % des heures) en représentent 27 % du volume et 4 % de la recette.
• Le nucléaire a vendu en moyenne à 66,0 €/MWh, soit 8 % au-dessus du prix moyen (61,1), parce qu'il produit plus en hiver, quand les prix sont hauts. L'écart au coût complet est de 5,7 €/MWh, soit 2,1 Md€ sur l'année.
• Le prix moyen mensuel va de 19 € (mai) à 123 € (février), pour un coût qui reste à 60,3.
• Le gaz fournit 3 % de la production, mais les centrales à cycle combiné tournent à plus de 1 GW dans 28 % des heures, à un coût variable d'environ 93 €/MWh. Les heures où elles tournent beaucoup sont celles où le prix est le plus haut : 125 €/MWh en moyenne quand elles dépassent 2,5 GW, contre 31 quand elles sont quasi arrêtées. C'est une association, pas la preuve que le gaz fixe le prix de chaque heure.
• Le parc nucléaire adapte sa puissance : 32 GW en moyenne aux heures à prix nul ou négatif, 49 GW aux heures au-dessus de 120 €/MWh. Une part de cet écart est saisonnière (arrêts programmés au printemps et en été).

Ce que répondent les défenseurs du système.

• Le prix de rareté est le signal qui incite à investir dans des moyens de pointe et à consommer moins quand l'électricité manque.
• Les arrêts programmés suivent bien les prix : le nucléaire tourne en moyenne à 34 GW en mai (prix 19) et à 53 GW en décembre (prix 69). Le marché coordonne les arrêts.
• En 2024 et 2025, le prix moyen annuel a été proche du coût complet du parc : il n'y a pas de rente permanente.
• Les échanges apportent de la sécurité d'approvisionnement, et la rente de congestion allège le TURPE.
• Les dispositifs de reversement existent : l'ARENH jusqu'au 31 décembre 2025 (environ 100 TWh à 42 €/MWh), puis le versement nucléaire universel (VNU) depuis le 1er janvier 2026, qui prélève sur les recettes d'EDF au-delà d'un seuil pour les restituer aux consommateurs. Les sources donnent des seuils différents (autour de 70 à 85 €/MWh pour le premier palier, 95 à 115 pour le second) ; le décret fait foi.

Notre lecture : trois constats sur l'adéquation.
1. La recette dépend des heures rares. Pour un parc à coûts fixes, ce n'est pas le niveau moyen du prix qui compte mais le petit nombre d'heures où il s'envole. Ces heures sont aussi celles où l'Allemagne et la France s'alignent.
2. Le prix qui rémunère ce parc est lié à une énergie qu'il n'utilise pas. Les heures qui font la recette coïncident avec la marche des centrales à gaz, 3 % de la production. Le coût du parc est stable (60,3 €/MWh) ; son prix varie de 19 à 123 d'un mois à l'autre en 2025, et de 58 (2024) à 97 (2023) d'une année à l'autre, hors crise de 2022 (276). Chaque tranche de 10 €/MWh d'écart sur les 362 TWh retenus par la CRE représente environ 3,6 Md€ par an, soit un transfert entre EDF, l'État et les consommateurs.
3. La répartition est décidée après coup, par des règles publiques. ARENH, bouclier tarifaire en 2022, VNU depuis 2026 : le marché ne règle pas la question de qui profite de l'écart entre le prix et le coût. Les dispositifs la règlent a posteriori, ce qui suggère que le prix de marché, seul, ne remplit pas la fonction de rémunération d'un parc de ce type.

Ce qui reste à établir. Quelle centrale fixe le prix de chaque heure (les données publiques ne le disent pas) ; le montant exact de la rente selon les contrats d'EDF ; l'effet net des exportations sur le prix moyen payé par les Français ; les années 2022 à 2024 heure par heure. Le raisonnement ci-dessus s'appuie sur 2025, complété en annuel pour 2019 à 2024.

Les particuliers ne paient pas le prix de l'heure. Les fournisseurs achètent l'essentiel de leur électricité à terme, des mois ou des années à l'avance (bourse EEX), et le tarif réglementé (TRVE) est construit sur des prix à terme lissés sur 24 mois : pour 2026, la CRE retient 63,9 €/MWh de Cal Base, alors que la moyenne cotée en décembre 2025 était de 49,5. Nous retrouvons ce lissage à moins de 1 % pour 2025 et 2026 à partir des cotations quotidiennes.

Sources : ENTSO-E, CRE (délibérations 2020-002, 2022-08, 2024-05, 2025-10, 2026-06), Eurostat (bande 2 500 à 4 999 kWh par an, offres de marché comprises).

Le lissage décale le moment où chacun paie : en 2024, le tarif intègre un Cal de 191,7 alors que le prix de gros constaté est de 58, parce qu'il reflète encore les cotations de 2022. Pour le détail du tarif et des offres, voir le prix de l'électricité en France ; pour le parc de production, voir le mix énergétique.

Prix en €/MWh (moyenne des prix horaires day-ahead, ENTSO-E). Prix capté : prix moyen pondéré par la production de la filière ; 0,59 pour le solaire signifie qu'il a vendu à 59 % du prix moyen, soit 36 €/MWh pour une moyenne de 61. Nucléaire et soldes : RTE (bilans électriques ; 2024 déduit du bilan 2025). Heures négatives : décompte sur les fichiers horaires ENTSO-E.

Que se passe-t-il quand la France est reliée à un voisin dont les centrales les plus chères sont au gaz et au charbon ? Réglez la demande de chaque pays, le vent et le soleil, et la capacité de la ligne. Les valeurs sont illustratives (parcs simplifiés, coûts d'appel en €/MWh, puissances en GW pour une heure), pas des mesures : le simulateur montre le mécanisme, les sections précédentes donnent les mesures.

Parc France : éolien et solaire 10 GW, nucléaire 70 GW à 30 €/MWh, hydraulique 15 GW à 50, gaz 5 GW à 90. Parc Allemagne : éolien et solaire 30 GW, charbon et lignite 25 GW à 65, gaz 35 GW à 90. Au-delà de la puissance disponible, le prix est plafonné à une valeur de pénurie fictive de 200 €/MWh. Les coûts d'appel sont des coûts d'utilisation, pas des coûts complets. Le calcul reprend le principe de l'algorithme européen : un prix par zone, les échanges allant de la zone la moins chère vers la plus chère, et un écart de prix qui n'apparaît que lorsque la ligne est saturée.

Ce qu'il faut observer. Avec la ligne coupée, la France a son prix bas et l'Allemagne son prix élevé. En ouvrant la ligne, la France envoie de l'électricité à l'Allemagne : ses centrales produisent davantage, on appelle des centrales plus chères, et le prix français monte. Si la ligne est assez grande, les deux prix se rejoignent, et le prix français est alors celui des centrales du voisin. Si la ligne est trop petite, elle sature : les prix restent différents, et la France exporte à son prix. C'est ce que les heures de 2025 ont montré 69 % du temps.

• Base de l'analyse : 2025, heure par heure (8 758 heures), prix day-ahead de la France et de l'Allemagne-Luxembourg (ENTSO-E), production et échanges (RTE, eCO2mix définitif). 2024 sert de contrôle : même profil (prix capté du nucléaire 1,07 fois la moyenne, 352 heures négatives). 2022 n'est pas utilisée pour l'analyse, parce que la production nucléaire était très réduite (279 TWh) : elle est citée comme repère de crise.
• Ce sont des associations observées. Elles ne disent pas quelle centrale a fixé le prix de chaque heure, ni quelle part de l'éolien et du solaire est sous contrat de soutien.
• Les prix sont ceux de la zone France, couplée à plusieurs pays et pas seulement à l'Allemagne. Les échanges par frontière sont des programmes commerciaux, qui peuvent différer des flux physiques.
• L'alignement des fichiers RTE et ENTSO-E est approximatif aux deux changements d'heure. Nombre d'heures à prix négatif en 2025 : 513 (décompte annuel ENTSO-E) ou 507 (heures de l'analyse horaire), la différence venant de ce calage.
• Le calcul de recette du nucléaire applique le prix de chaque heure à toute la production, sans tenir compte des contrats à terme : il montre la sensibilité du parc aux heures, pas ce qu'EDF a perçu.
• Le coût complet de la CRE (60,3 €/MWh) est un coût comptable, pas le prix de vente d'EDF.

Sources : description publique de l'algorithme Euphemia ; ENTSO-E Transparency Platform (prix day-ahead) ; RTE, éCO2mix ; RTE, bilan électrique 2024, prix ; CRE, coûts complets du nucléaire historique 2026-2028 ; CRE, utilisation des recettes de congestion en 2025 ; CRE, délibération 2026-06 sur le TRVE ; CRE, délibération 2026-149 (soutien aux renouvelables) ; Eurostat (nrg_pc_204_c).