Il n’existe aucune obligation juridique liant le coût de l’électricité aux cours gaziers. La dépendance est exclusivement mécanique : sur le marché de gros européen, l’installation de production sollicitée en dernier lieu pour équilibrer la demande détermine le tarif marginal appliqué à tous les acteurs, et cet équipement de pointe est très fréquemment une centrale thermique à gaz située hors de France. Avec la suppression définitive de l’ARENH, le tissu économique français fait face à cette corrélation sans filtre stabilisateur. Durant le mois de septembre 2026, cette mécanique a provoqué de vives tensions sur les livraisons à court terme, tout en épargnant les échéances prévues pour 2028 et au-delà. Cette hétérogénéité d’impact selon la maturité des contrats constitue aujourd’hui le paramètre central pour orienter les choix d’approvisionnement des entreprises.
Le tarif électrique est-il concrètement aligné sur la molécule de gaz ?
La réponse est affirmative dans la pratique, mais infondée sur le plan réglementaire. Aucun texte communautaire n’impose au mégawattheure électrique de s’aligner sur la cotation du gaz. Cette corrélation découle intégralement du modèle de formation des prix appliqué au sein du marché de l’énergie en Europe.
Le merit order : le principe de préséance des installations de production
Le stockage massif d’électricité demeurant techniquement complexe, l’offre continentale doit s’ajuster en permanence et à la seconde près au volume consommé.
Pour garantir cet équilibre, les moyens de production sont sollicités selon la hiérarchie de leurs coûts marginaux, c’est-à-dire la dépense générée par la création d’un MWh additionnel.
Cette séquence d’activation (ou merit order) suit un ordre immuable :
- Les filières renouvelables (éolien, hydraulique au fil de l’eau, photovoltaïque) : leur coût marginal est quasiment nul, le vent et le rayonnement solaire étant gratuits.
- Le parc nucléaire : la part du combustible représente une fraction minime des dépenses d’exploitation.
- Les centrales thermiques au gaz : leur coût de fonctionnement varie au jour le jour selon les cotations gazières sur les marchés.
- Les centrales au charbon et au fioul : exploitées dans les États membres conservant ces énergies fossiles.
Si le mix de production français repose en grande majorité sur les deux premiers maillons (nucléaire et renouvelables), d’autres nations européennes, à l’image de l’Allemagne, font un usage nettement plus fréquent des centrales à gaz.
Le tarif marginal : le rôle déterminant du dernier équipement sollicité
Le marché électrique de gros ne rémunère pas chaque site selon ses coûts d’exploitation réels. La règle retient le coût de production de la toute dernière centrale mobilisée pour satisfaire l’ultime MWh demandé, puis applique ce montant unitaire à la totalité des transactions conclues sur le créneau.
Exemple pratique : si la consommation continentale est couverte à 95 % par les énergies renouvelables et l’atome, mais que les 5 % restants nécessitent le démarrage d’un site thermique au gaz, le coût marginal de cette unité au gaz fixe le prix d’achat pour l’intégralité des volumes (100 %).
Chaque producteur injectant de l’électricité durant ce créneau perçoit un tarif identique, indépendamment de ses charges de production effectives.
Cette règle explique pourquoi les variations du gaz influencent le prix de l’électricité, même lorsque les énergies fossiles représentent une part minoritaire du bilan énergétique. Ce mécanisme évite aux producteurs indispensables à la sécurité du réseau de vendre à perte, garantissant leur présence lors des pics hivernaux. En contrepartie, toute flambée gazière se répercute sur les factures d’électricité.
Idée reçue : Il est fréquent de lire que les centrales au gaz ne fonctionnent que lors des pics de consommation. Cela s’applique au réseau français, mais pas au marché européen intégré. Sur ce marché interconnecté, une centrale thermique allemande peut fixer le prix marginal à n’importe quel moment de la journée pour l’ensemble des acteurs, y compris français.
Qu’est-ce qu’un contrat d’électricité à tarif indexé ?
Une offre indexée répercute l’évolution des cours de gros sur la facture globale de l’entreprise, au lieu de bloquer un prix unitaire lors de la signature. Les variations de marché s’appliquent directement au fil de la consommation du site.
Le barème de référence peut s’appuyer sur le marché spot (nuit/jour même), une moyenne de cotations futures ou sur les grilles réglementées.
À l’inverse, une offre à prix ferme bloque le coût du kilowatt-heure pour la durée du contrat. L’entreprise se protège des hausses gazières, mais ne bénéficie pas des phases de baisse des cours.
Au cours de l’automne 2026, un professionnel engagé sur une formule indexée subit immédiatement la hausse des coûts. Un client couvert par un tarif fixe signé plus tôt n’y sera confronté qu’au moment de renouveler son engagement.
Le cours du gaz est-il rattaché au marché pétrolier ?
Ce lien était historiquement la règle. Les accords d’approvisionnement à long terme passés entre producteurs et importateurs intégraient des formules de calcul calquées sur le cours du baril de Brent, le gaz étant alors en concurrence directe avec le fioul lourd.
Cette méthode s’est fortement effacée au profit d’une indexation sur les places de marché gazières européennes, comme le TTF aux Pays-Bas ou le PEG en France.
Une corrélation indirecte persiste toutefois. Une part des livraisons mondiales de gaz naturel liquéfié (GNL) vers l’Asie demeure indexée sur le pétrole. Lorsque le Brent progresse, le GNL devient plus onéreux pour les acheteurs asiatiques, qui réorientent leurs achats vers le marché spot européen. La chaîne de répercussion du pétrole vers le gaz, puis vers l’électricité, reste donc d’actualité via ces arbitrages internationaux.
La structure de formation des prix de l’électricité en Europe
Les intervenants sur le marché de gros
Les transactions de gros mettent en présence deux catégories d’acteurs :
- Les producteurs : ils exploitent les installations (nucléaires, renouvelables ou thermiques) et vendent l’énergie produite.
- Les fournisseurs : ils achètent les volumes nécessaires pour approvisionner leurs clients (entreprises et particuliers), soit au jour le jour sur le marché spot, soit par anticipation sur les marchés à terme.
Cette organisation assure en permanence l’équilibrage entre la production disponible et la consommation réelle à l’échelle du continent.
L’intégration des marchés transfrontaliers
Les marchés nationaux d’Europe de l’Ouest sont interconnectés : les cotations s’établissent de manière coordonnée en fonction des capacités de transit aux frontières. Dès lors que les lignes d’interconnexion ne sont pas saturées, les prix entre pays voisins s’alignent.
Le marché européen ne superpose pas des espaces isolés, mais agrège l’ensemble des offres. Les fournisseurs français achètent leur énergie sur ce marché unifié et intègrent ces variations au sein de leurs propositions commerciales.
La France exporte régulièrement des volumes vers l’Allemagne, la Belgique, l’Italie, les Pays-Bas ou le Royaume-Uni. Toutefois, la convergence tarifaire fonctionne dans les deux sens : si une centrale à gaz située en Allemagne ou aux Pays-Bas devient l’unité marginale, son coût de fonctionnement s’applique au tarif calculé pour la France.
Pourquoi un mix électrique décarboné ne protège pas totalement les tarifs
Bien que la France s’appuie sur 57 réacteurs nucléaires et produise une électricité majoritairement bas-carbone, ses tarifs restent exposés aux chocs gaziers en raison de deux facteurs cumulatifs :
- Le couplage des marchés européens, qui importe le coût marginal des pays limitrophes.
- Le taux de disponibilité du parc nucléaire. Le mécanisme marginal au gaz ne s’active que si les capacités bas-carbone s’avèrent insuffisantes. Toute indisponibilité des réacteurs (maintenances programmées, contraintes environnementales lors de canicules ou aléas techniques comme l’épisode des méduses à la centrale de Gravelines) augmente le recours aux centrales à gaz et répercute la hausse des cours gaziers sur le marché national.
L’impact du marché du carbone
Le coût de fonctionnement d’une centrale à gaz inclut l’achat de quotas de CO₂ sur le marché européen (EU ETS), équivalant à une tarification carbone. Une hausse des cours du gaz produit donc un impact plus important lorsque le cours du carbone est élevé.
L’effet du prix du gaz sur l’électricité dépend ainsi de trois paramètres combinés (disponibilité, interconnexions et cours du CO₂), ce qui explique la volatilité observée sur les échéances rapprochées.
Historique et réformes du principe du tarif marginal
Le mécanisme de tarification marginale a été retenu dès l’ouverture à la concurrence des marchés de l’énergie à la fin des années 1990. L’intégration des marchés européens s’est ensuite progressivement déployée à partir des années 2010.
La crise énergétique de 2022 a mis en lumière ce fonctionnement. Les réformes européennes adoptées par la suite visaient trois objectifs principaux :
- Limiter les pics de prix en période de crise ;
- Accélérer le déploiement des énergies renouvelables ;
- Développer les contrats de long terme (PPA et contrats pour différence – CfD).
Ces évolutions réglementaires n’ont pas supprimé le principe du tarif marginal sur le marché de gros. Elles ont introduit des outils complémentaires permettant à certains consommateurs de sécuriser une partie de leurs approvisionnements hors marché. Hors de l’Union européenne, le Royaume-Uni a engagé la réforme REMA pour introduire des mécanismes visant à déconnecter plus nettement le prix de l’électricité de celui du gaz.
En 2026, la règle du tarif marginal continue de s’appliquer sur les marchés de gros européens.
Tensions sur le marché du gaz en septembre 2026 : analyse de la répercussion
La fin de l’ARENH et la suppression de l’amortisseur
Jusqu’au 1er janvier 2026, le mécanisme de l’ARENH permettait aux fournisseurs d’acquérir une part d’électricité nucléaire à tarif régulé, réduisant l’exposition directe des entreprises aux fluctuations du marché de gros.
Depuis l’extinction de ce dispositif, les variations du marché de gros se transmettent directement aux nouveaux contrats souscrits par les entreprises. Ce changement rend la hausse observée en septembre 2026 plus immédiatement visible sur les factures d’électricité qu’elle ne l’aurait été auparavant.
Tensions géopolitiques et répercussion sur les produits à terme
À la suite des événements géopolitiques au Moyen-Orient et des perturbations dans le détroit d’Ormuz, les cours européens du gaz ont fortement augmenté. Le 15 septembre 2026, le contrat à terme TTF néerlandais s’établissait à environ 81 €/MWh.
Cette hausse s’est répercutée sur les produits électriques futurs. Le contrat calendaire français pour livraison 2027 (CAL-27), négocié autour de 60 €/MWh en juillet 2026, a progressé pour atteindre environ 90 €/MWh le 14 septembre 2026.
L’arbitrage du marché mondial du GNL
Le marché du gaz naturel liquéfié fonctionne à l’échelle globale. Lorsque les prix en Asie (indice JKM) dépassent les cours européens, les cargaisons de GNL sont orientées vers les marchés asiatiques. Les contraintes sur l’offre mondiale et un niveau de remplissage des stockages européens inférieur aux moyennes saisonnières à la fin de l’été 2026 ont accru la sensibilité des prix européens aux flux de GNL.
Répartition des prix selon les échéances de livraison
La répercussion de la hausse du gaz varie selon l’échéance de livraison considérée :
| Échéance de livraison | Sensibilité aux cours du gaz | Repères de marché (mi-septembre 2026) |
| Spot (au jour le jour) | Très élevée (centrale à gaz très souvent marginale) | Moyenne mensuelle entre 146 et 151 €/MWh |
| CAL-27 (Livraison 2027) | Élevée (intégration des tensions à court terme) | Pic à 92,80 €/MWh le 14/09 ; clôture à 87,00 €/MWh le 18/09 |
| CAL-28 (Livraison 2028) | Modérée (absorption progressive du choc) | Pic à 63,76 €/MWh le 14/09 ; retour à 58,03 €/MWh le 18/09 |
| CAL-29 / CAL-30 | Faible (faible sensibilité au choc immédiat) | Stabilité observée entre 56 et 59 €/MWh |
(Source : données de marché Capitole Énergie, clôture du 18 septembre 2026)
Sur une même période, le contrat CAL-27 a enregistré une hausse marquée, tandis que le contrat CAL-28 est revenu à son niveau initial et que les échéances 2029 et 2030 sont restées stables.
Raisons de la baisse des prix sur les échéances éloignées
Trois facteurs expliquent la moindre sensibilité des échéances lointaines :
- L’horizon temporel de l’événement : les marchés anticipent une normalisation progressive de l’approvisionnement gazier à un horizon de trois à quatre ans.
- L’évolution du mix de production : l’augmentation des capacités renouvelables, des solutions de stockage et des infrastructures mondiales de GNL d’ici 2029 réduit la fréquence à laquelle les centrales à gaz détermineront le prix marginal.
- La liquidité des marchés : les produits à long terme présentent des volumes d’échange plus faibles et intègrent les variations de court terme avec davantage d’inertie.
Options stratégiques pour les contrats d’entreprise
Pour les entreprises devant renouveler leur contrat d’électricité lors de périodes de fortes variations :
- Diversifier les échéances d’achat : il est possible de répartir les approvisionnements sur différentes maturités de livraison afin de l’exprimer sur des horizons de prix distincts.
- Lisser les interventions d’achat : la répartition des volumes d’achat dans le temps permet de réduire l’exposition à un pic de marché ponctuel.
Leviers de protection contre la volatilité
- Les contrats PPA (Power Purchase Agreements) : ils permettent d’acheter directement de l’électricité à un producteur bas-carbone sur plusieurs années, indépendamment du prix marginal du marché de gros. Ces contrats nécessitent un engagement sur le long terme.
- L’autoconsommation photovoltaïque : l’installation de panneaux solaires réduit le volume d’électricité devant être acheté sur le marché.
- La gestion par tranches d’achat : cette approche consiste à calibrer les périodes d’engagement et la maturité des contrats en fonction de la courbe des prix à terme.
