Prix du marché de gros 2026 : tarif dynamique de l'électricité
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Les tarifs dynamiques présentés dans cet article sont calculés par Kelwatt by Selectra sur la base du prix de l'électricité par heure publié par les fournisseurs, additionné aux taxes en vigueur en France, hors frais d'acheminement.
Au 19/01/26, le cours du prix du MWh d'électricité en France est de 197,18 €/MWh . Le prix de demain sera de 157,95 €/MWh. Il y a un mois, ce prix était de 118,46 €/MWh, alors qu'un an auparavant, il s'élevait à 155,12 €/MWh.
Le cours du tarif dynamique de l'électricité (day-ahead) en direct
Retrouvez ci-dessous l'évolution des tarifs dynamiques calculés par Kelwatt by Selectra sur la base prix de l'électricité par heure publié par les fournisseurs d'électricité, additionné aux taxes en vigueur en France !
Prix de demain
20/01/2026
157,95 €/MWh
-19,9% par rapport à aujourd'hui
Prix d'aujourd'hui
19/01/2026
197,18 €/MWh
17,02% par rapport à hier
Prix d'hier
18/01/2026
168,5 €/MWh
| Prix dynamique de l'électricité |
M-1 :
12/2025 |
N-1 :
01/2025 |
|---|---|---|
| Prix en €/MWh |
118,46
€/MWh |
155,12
€/MWh |
| Évolution en € par rapport à aujourd'hui | +78,73 € | +42,07 € |
| Évolution en % par rapport à aujourd'hui | +66,46% | +27,12% |
Source : Tarif dynamique calculé par Kelwatt by Selectra sur la base du prix Spot publié par les fournisseurs d'électricité, additionné aux taxes et frais d'acheminement en vigueur en France au 19/01/2026.
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Tarif dynamique de l'électricité sur 30 jours en France
€/MWh
Le tarif dynamique de l'électricité heure par heure
Le cours du tarif dynamique d'aujourd'hui (19/01/2026)
- L'heure la moins chère en France aujourd'hui : 156,1 €/MWh à 4:00 ;
- L'heure la plus chère en France aujourd'hui : 268,7 €/MWh à 18:00.
Prix moyen de l'électricité
19/01/2026
197,18 €/MWh
Prix de l'heure la moins chère
4:00 - 5:00
156,1 €/MWh
Prix de l'heure la plus chère
18:00 - 19:00
268,7 €/MWh
Tarif dynamique de l'électricité par heure aujourd'hui (19/01/2026), additionné aux taxes en vigueur en France.
Tarif dynamique par heure aujourd'hui en France, exprimé en €/MWh
€/MWh
Le cours du tarif dynamique de l'électricité de demain (20/01/2026) heure par heure
Le tarif dynamique de demain n'est pas encore disponible.
Le prix de l'électricité Spot par pays en Europe le 19/01/2026
- Le prix d'électricité le moins cher en Europe : Norvège à 112 €/MWh ;
- Le prix d'électricité le plus cher en Europe : Irlande à 171 €/MWh.
| Pays en Europe | Prix d'électricité |
|---|---|
| Norvège 4 | 112 €/MWh |
| Espagne | 130 €/MWh |
| Suède 2 | 131 €/MWh |
| Norvège 2 | 133 €/MWh |
| France | 134 €/MWh |
| Norvège ! | 134 €/MWh |
| Norvège 5 | 134 €/MWh |
| Suède 3 | 134 €/MWh |
| Finlande | 135 €/MWh |
| Suède 4 | 135 €/MWh |
| Suède 5 | 136 €/MWh |
| UK | 136 €/MWh |
| Belgique | 137 €/MWh |
| Norvège 3 | 137 €/MWh |
| Pays-Bas | 139 €/MWh |
| Danemark 2 | 140 €/MWh |
| Allemagne | 140 €/MWh |
| Pologne | 140 €/MWh |
| Danemark 1 | 141 €/MWh |
| Autriche | 142 €/MWh |
| Italie | 149 €/MWh |
| Roumanie | 161 €/MWh |
| Estonie | 169 €/MWh |
| Lituanie | 169 €/MWh |
| Lettonie | 169 €/MWh |
| Irlande | 171 €/MWh |
Classement par ordre croissant des prix d'électricité en €/MWh
Source : Prix de l'électricité agrégés des différents pays d'Europe
19/01/2026
Qu'est-ce que le marché de gros de l'électricité ?
Le marché de gros représente le marché sur lequel l'électricité et le gaz sont achetés et vendus avant que l'énergie soit livrée sur le réseau pour les clients finaux, qu'ils soient particuliers ou professionnels.
Quelques dates clés concernant l'évolution du prix de l'électricité sur le marché SPOT :
- Automne 2021 : la fin de la crise sanitaire liée au Covid-19 et l'arrivée de l'hiver dans l'hémisphère nord engendrent une hausse de la demande des matières premières comme le gaz, le pétrole et le charbon. Monopolisée par la reprise chinoise, la disponibilité du gaz en Europe est moindre, ce qui contribue à faire augmenter mécaniquement le prix de l'électricité disponible. Vient également se rajouter une hausse du prix des quotas d’émission de CO₂ décidée par la Commission européenne dans le but de verdir la production d'électricité.
- Décembre 2021 : À la suite du report des opérations de maintenance des réacteurs lié au Covid-19, EDF annonce la fermeture des deux réacteurs de la centrale de Chooz pour cause de problèmes de corrosion. D'autres réacteurs devront être arrêtés dans les mois qui suivent pour ce même problème de corrosion.
- Février 2022 : Après une période d'accalmie, la Russie envahit l'Ukraine et l'Union Européenne commence à mettre en place des sanctions économiques envers la Russie dont une menace d'embargo sur le pétrole russe. L'inauguration du gazoduc Nord Stream 2 reste en suspens.
- Été 2022 : La Russie annonce la réduction des livraisons de gaz via Nord Stream 1 vers l'Europe pour cause de problèmes techniques. L'Union Européenne déplore pour sa part une pression politique de la Russie pour pousser l'Europe à lever les sanctions économiques à son encontre. Au même moment, l'Europe commence à constituer ses réserves de gaz pour l'hiver prochain, ce qui engendre une hausse de la demande alors que l'offre disponible diminue. D'autre part, les problèmes de corrosion obligent EDF à devoir mettre à l'arrêt près de la moitié de son parc nucléaire.
- Automne 2022 : EDF dévoile son calendrier de réouverture de ses centrales. La grande majorité devrait être à nouveau disponible pour janvier 2023. De plus, les températures relativement clémentes permettent de limiter la demande d'énergie en Europe, ce qui contribue à calmer les marchés.
Variation en fonction de l'offre et la demande
Comme la majorité des marchés, le marché de gros de l'électricité évolue compte tenu de l'offre (amont) et la demande (aval).
-
L'offre désigne la partie amont avant que l'électricité ne soit injectée sur le réseau public :
- environ 95% de la production provient du parc historique nucléaire et autres (centrales en France) ;
- le reste de l'électricité provient des importations d'origine européenne.
-
La demande désigne la partie avale lorsque l'électricité sort du réseau public :
- environ 75% de l'électricité est destinée aux consommateurs en France ;
- le reste de l'électricité est destiné à l'exportation.
À noter qu'il y a une petite partie de l'électricité qui se perd au moment du transport ou qui est consommée pour le pompage.
Les différents acteurs du marché de gros
Le marché de gros de l'électricité est composé de différents acteurs :
- les producteurs d'électricité qui vendent leur électricité produite à partir de leurs centrales électriques ;
- les fournisseurs d'électricité qui achètent l'électricité pour la revendre aux consommateurs finaux ;
- les négociants en énergie qui favorisent la liquidité du marché en achetant l'électricité pour la revendre et vice-versa ;
- les opérateurs d'effacement qui évitent la consommation d'électricité de leurs clients lorsqu'il y a un déséquilibre entre l'offre et la demande en électricité.
Deux types de fournisseurs d'électricité
Certains fournisseurs d'électricité sont aussi producteurs. On les appelle "entreprises intégrées". Concrètement, l'électricité produite injectée sur le réseau n'est pas négociée sur le marché. Elle est directement livrée pour les consommateurs finaux par ces producteurs-fournisseurs.
L'électricité injectée dans le réseau qui n'est pas produite par des entreprises intégrées (fournisseurs d'électricité "simples") proviennent donc des marchés de gros où a lieu les négociations et les transactions.
Les échanges et les transactions
Les échanges se font :
- soit en bourse : Epex Spot France correspondant aux produits Spot (court terme) et EEX Power Derivatives France pour les produits futurs (à terme) ;
- soit via un courtier : gré à gré intermédié ;
- soit en bilatéral direct : gré à gré directement.
Quant aux transactions, elles peuvent être 100% financières soit avoir pour finalité une livraison sur le réseau français.
Les produits Spot ou court terme
Les produits Spot — aussi appelés à court terme — sur les marchés désignent :
- Pour l'échéance journalière : des produits horaires de la veille avec une livraison qui a lieu le lendemain.
- Pour l'échéance infra-journalière : des produits demi-horaires, horaires ou par tranche de plusieurs heures, avec une livraison le jour-même.
En général, le prix de référence du marché de l'électricité en France s'établit sur l'échéance journalière. Cela signifie que les produits horaires sont calculés pour le couplage des marchés journaliers par les Nominated Electricity Market Operator (NEMO) en France, c'est-à-dire les opérateurs désignés du marché de l'électricité. Chaque jour, le prix de référence pour le Spot — autrement dit le prix du produit Day-ahead sur la bourse EPEX SPOT — est défini entre 12 h 30 et 13 h par un système d'enchères (Fixing). À cette échéance, les prix de référence négociés la veille pour une livraison le lendemain représentent l'équilibre entre l'offre et la demande.
La solution infra-journalière paneuropéenne XBID a pour rôle de permettre la négociation et l'échange entre les pays jusqu'à une heure définie avant le commencement de la livraison. En France, les échanges se font jusqu'à 5 minutes avant le commencement de la livraison. Le gestionnaire du réseau de transport en France RTE prend ensuite le relais pour ajuster en temps réel l'équilibre de l'offre et la demande.
Les produits Spot à court terme connaissent une importante volatilité en matière de prix, d'autant plus que l'électricité ne peut être stockée :
- dans les conditions climatiques : vague de froid augmentant la consommation d'électricité, manque de vent engendrant une baisse de la production d'électricité verte via les éoliennes, etc. ;
- dans les évènements imprévisibles : panne d'une centrale ;
- dans les évènements prévus : capacité réduite d'interconnexion.
Les fournisseurs recourant aux produits Spot à court terme sont dénués de stratégie de couverture, puisqu'il faut couvrir la consommation à tout prix. Attention, si la consommation n'est pas couverte à 100%, l'excédent d'électricité consommé peut coûter plus cher. C'est le système d'ajustement assuré par l'opérateur d'effacement RTE qui se charge de définir le prix de l'excédent d'électricité consommé (écart entre la consommation prévue et la consommation constatée). Si l'écart contribue à l'équilibre du réseau, le prix facturé est au prix Spot. Toutefois, si l'écart amplifie l'équilibre du réseau, le prix facturé peut être plus cher que le prix Spot.
|
Année |
Prix Spot d'électricité day-ahead |
Taux d'évolution |
|---|---|---|
|
2022 |
275,9 €/MWh |
+152.8% |
|
2021 |
109,2 €/MWh |
+239,1% |
|
2020 |
32,2 €/MWh |
+18,5% |
|
2019 |
39,5 €/MWh |
-21,3% |
|
2018 |
50,2 €/MWh |
+11,8% |
|
2017 |
44,9 €/MWh |
+22,3% |
|
2016 |
36,7 €/MWh |
-4,9% |
|
2015 |
38,6 €/MWh |
+11,6% |
|
2014 |
34,6 €/MWh |
-20,1% |
|
2013 |
43,3 €/MWh |
-7,7% |
|
2012 |
46,9 €/MWh |
- |
Source : EEX
Les produits futurs ou à terme
Les produits futurs — aussi appelés produits à terme — permettent de vendre sa production d'électricité à l'avance (semaines, mois, trimestres ou années) à un prix négocié au moment de la date du contrat. Contrairement au produit Spot à court terme, les produits futurs à terme sont moins volatils.
Le fournisseur peut acheter l'électricité de deux façons :
- en gré à gré auprès du producteur : "Over The Counter" (OTC) ;
- à travers une bourse organisée : telles que EEX pour l'Europe.
Plusieurs formats d'achat des quantités d'électricité existent :
- "Base" : quantité d'électricité d'une puissance constante tout au long de l'année ;
- "Peak" : quantité d'électricité d'une puissance constante du lundi au vendredi pour la plage horaire de 8 h à 20 h ;
- "Off Peak" : quantité d'électricité d'une puissance constante du lundi au vendredi pour la plage horaire de 20 h à 8 h ainsi que le samedi et dimanche.
Les fournisseurs recourants aux contrats futurs doivent optimiser leur stratégie de couverture. Elle consiste à couvrir sa consommation d'électricité avec les produits disponibles sur le marché. Toutefois, il est compliqué de couvrir la consommation sur une base horaire et avec des produits standardisés sur le marché. Souvent, le fournisseur doit compléter la consommation au pas horaire par des produits spot à terme.
En savoir plus sur le prix d'électricité CAL27, CAL28 et CAL29
La réforme du marché de gros de l'électricité en Europe
En décembre 2023, l'Union européenne a adopté une réforme qui vise à anticiper les augmentations trop brutales du prix de l'électricité.
Les gros enjeux de la réforme
Les principaux enjeux de la réforme adoptée par le Parlement européen et ses États membres en décembre 2023 sont :
- promouvoir les investissements dans les énergies à faible émission de CO2, incluant l'énergie nucléaire dans le but d'encourager la transition énergétique ;
- stabiliser les marchés de l'énergie sur le long terme dans le but de renforcer la compétitivité des industries en diminuant les conséquences sur le budget des ménages.
Les Contracts For Difference (CFD) ou contrats pour la différence
Les contrats pour la différence sont des outils financiers spéculatifs permettant de parier sur les fluctuations d'un indice ou d'une action, par exemple.
Ces contrats à terme permettent de garantir un prix fixe de l'électricité avec une subvention de l'État destiné à des projets de transition énergétique ou de production nucléaire. Le producteur est assuré d'être payé d'un fixe pour son électricité produite et le consommateur est garanti d'un prix d'achat, peu importe le prix du marché.
Protection des consommateurs
Protéger les consommateurs est l'objectif principal de cette réforme du marché européen de l'électricité. Pendant la crise énergétique de 2021-2022, des actions à l'échelle européenne ont pu être coordonnées pour faciliter le déploiement des dispositifs d'aide, comme le bouclier tarifaire par exemple.
Dérogation du mécanisme de capacité
Le mécanisme de capacité permet aux États membres de compenser les installations sous-exploitées afin de compenser le manque de fourniture d'électricité. Des dérogations par rapport aux exigences environnementales ont pu être négociées pour que certains pays puissent exploiter ses installations sous certaines conditions. C'est le cas de la Pologne jusqu'à la fin de l'année 2028.
Epex Spot électricité, c'est quoi ?
Epex Spot est la bourse d'électricité européenne issue d'une collaboration entre la France et l'Allemagne. Elle joue un rôle important dans la commercialisation d'électricité en Europe notamment sur le marché de gros de l'électricité en couvrant 13 pays européens. Epex Spot a comptabilisé une transaction de 611 TWh, représentant un tiers de la consommation d'électricité par an en Europe en 2022.
Sur le marché Epex Spot, environ 350 entreprises, dont les producteurs, les fournisseurs, les opérateurs de réseau et les consommateurs industriels, se rassemblent et passent commande. C'est sur la bourse qu'Epex Spot centralise l'offre et la demande sur des enchères du lendemain et intraday, sans interruption, de produits horaires à des produits de 15 minutes.
À noter que la bourse Epex Spot participe à la transition énergétique et à la décarbonisation du secteur ainsi qu'aux accords vert de l'Union européenne à travers des marchés et des produits encourageant les énergies renouvelables.
