En bref. Le prix de l’électricité n’est pas juridiquement indexé sur le prix du gaz. Il l’est mécaniquement : sur le marché de l’électricité européen, la dernière centrale appelée pour satisfaire la demande d’électricité fixe le prix marginal pour tous les producteurs d’électricité, et cette centrale est souvent une centrale au gaz naturel située hors de France. Depuis la fin de l’ARENH, les entreprises françaises subissent cette indexation du prix sans amortisseur. En septembre 2026, elle a joué violemment à court terme — mais pas sur les échéances 2028 et au-delà. Cette évolution du prix de l’énergie ne se transmet donc pas uniformément à tous les contrats, et c’est cette différence qui détermine aujourd’hui la bonne stratégie d’achat.
Ce qu’il faut retenir
– Le marché de gros européen fixe un prix unique, égal au coût de la dernière centrale appelée.
– Cette centrale est souvent au gaz, en France ou chez un pays frontalier : d’où le lien entre prix.
– Le couplage des marchés transmet à la France un prix parfois fixé en Allemagne.
– La fin de l’ARENH au 1er janvier 2026 a supprimé l’amortisseur dont bénéficiaient les contrats professionnels.
– La transmission est forte sur le spot et le CAL-27, faible au-delà de 2028. C’est là que se joue votre arbitrage.
Est-ce que l’électricité est vraiment indexée sur le prix du gaz ?
Oui dans les faits, non dans les textes. Aucun règlement de l’Union européenne ne dispose que le mégawattheure électrique doive suivre le mégawattheure gazier. C’est le mode de fixation des prix retenu par le marché de l’électricité européen qui produit ce lien entre prix.
Le merit order : l’ordre d’appel des moyens de production
L’électricité ne se stocke pas à grande échelle.
À chaque instant, la production d’électricité doit donc égaler exactement la consommation d’électricité du continent.
Pour y parvenir, les moyens de production sont appelés dans l’ordre croissant de leur coût marginal, ainsi dit le coût de produire un MWh supplémentaire.
C’est l’ordre d’appel, plus communément le merit order en anglais, et il ne varie pas ; on appelle dans l’ordre :
- Les renouvelables — éolien, hydraulique au fil de l’eau, panneaux solaires. Leur côut marginal est quasi nul car le vent et le soleil ne se facturent pas.
- Les centrales nucléaires — le combustible pèse peu dans le coût de production total.
- Les centrales au gaz naturel — leur coût de production dépend directement du prix du gaz sur les marchés…
- Le charbon et le fioul, dans les pays qui exploitent encore ces énergies fossiles.
Le mix électrique français fait passer l’essentiel de sa production par les deux premières étapes : le nucléaire et les renouvelables couvrent l’écrasante majorité des besoins nationaux.
Le mix allemand, lui, appelle beaucoup plus souvent la troisième.
Le prix marginal : pourquoi la dernière centrale appelée fixe le prix pour tout le monde
Le marché de l’électricité ne rémunère pas chaque producteur à son propre coût de production. Il retient le coût de la dernière centrale appelée pour couvrir le dernier MWh de demande d’électricité, et applique ce prix marginal à l’ensemble des volumes échangés sur la période considérée.
Concrètement : si la demande est couverte à 95 % par du nucléaire et des renouvelables, mais que les 5 % restants exigent d’allumer une centrale au gaz, c’est le coût de cette centrale au gaz qui fixe le prix de l’électricité pour les 100 %.
Tous les producteurs d’électricité appelés sur cette période sont rémunérés au même niveau, quel que soit leur coût de production réel.
C’est ce qui explique le lien entre prix du gaz et coût de l’électricité alors même que les énergies fossiles ne fournissent qu’une fraction des volumes.
Ce n’est pas une aberration : ce principe garantit qu’aucun moyen de production nécessaire à l’équilibre ne produise à perte, et reste donc disponible l’hiver suivant. Mais la conséquence est directe pour votre facture : quand le gaz s’envole, le prix de l’électricité suit.
Une idée fausse à corriger : On lit souvent que les centrales à gaz ne sont appelées qu’aux heures de pointe, mais ce n”est exact que pour le parc français. Ça ne l’est pas pour le prix que paie une entreprise française, qui se forme sur un marché couplé où une centrale allemande peut devenir marginale à n’importe quelle heure de la journée. C’est le point que l’on développe dans la section suivante.
Prix indexé de l’électricité : définition
L’indexation du prix consiste à faire dépendre le tarif de l’électricité d’une référence de marché plutôt que d’un montant négocié à l’avance.
Les fluctuations des prix de gros se répercutent alors sur la facture, à la hausse comme à la baisse, proportionnellement à la consommation d’électricité du site.
La référence peut être le prix spot, une moyenne de cotations à terme, ou le tarif réglementé.
Un contrat à prix fixe verrouille au contraire le prix du kWh pour toute la durée d’engagement. Vous êtes immunisé contre la hausse du gaz, et vous ne profitez pas d’une détente.
N’hésitez pas à lire l’article Capitole Energie à ce sujet → Prix fixe ou indexé : quel contrat d’électricité choisir ?
Une entreprise en offre indexée à l’automne 2026 subit donc la crise énergétique en quasi temps réel. Une entreprise couverte à prix fixe avant l’été ne la rencontrera qu’à son prochain renouvellement ; le problème peut être considéré comme déplacé, mais tout dépend de l’évolution de la crise.
Le prix du gaz est-il lui-même indexé sur le pétrole ?
Historiquement, oui, il l’était. Les contrats d’achat de long terme conclus entre producteurs et importateurs européens comportaient des formules d’indexation sur le Brent, héritées d’une époque où le gaz concurrençait directement le fioul dans l’industrie.
Cette part a fortement reculé au profit d’une indexation sur les hubs gaziers européens comme le TTF néerlandais, référence continentale, et le PEG français, que nous vous présentons dans notre article dédié il y a quelques mois. → Le PEG, référence gazière française
Un lien indirect subsiste néanmoins. Une partie des cargaisons de gaz naturel liquéfié destinées à l’Asie reste indexée sur le pétrole ; quand le Brent monte, ces cargaisons deviennent plus chères pour les acheteurs asiatiques, qui se reportent alors sur le marché spot européen. La chaîne pétrole → gaz → électricité n’est donc pas rompue : elle est devenue indirecte.
Les acteurs du marché de gros
Le marché de gros de l’électricité réunit deux familles d’acteurs.
- Les producteurs d’électricité exploitent les centrales, qu’elle soient nucléaires, renouvelables, thermiques et y vendent leur production.
- Les fournisseurs d’électricité s’y approvisionnent pour revendre aux entreprises et aux particuliers, sur le marché spot pour le lendemain ou sur le marché à terme pour les années suivantes.
Ce marché n’est pas un intermédiaire facultatif : comme l’électricité ne se stocke pas, il est le mécanisme qui assure en permanence l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, et donc la sécurité d’approvisionnement du pays.
Un marché couplé : le prix des pays frontaliers se transmet au prix français
- Les marchés de l’électricité en Europe sont couplés : les prix des différentes zones se forment simultanément, en tenant compte des capacités d’interconnexion disponibles entre les pays. Tant que ces interconnexions ne sont pas saturées, les prix de l’électricité des pays frontaliers convergent.
- Le marché de l’électricité européen ne juxtapose pas des marchés nationaux : il les agrège. Les fournisseurs d’électricité français s’approvisionnent sur ce marché commun, et répercutent ensuite ce prix du gaz naturel transformé en prix électrique dans leurs offres aux entreprises.
- La France exporte de l’électricité vers l’Allemagne, la Belgique, l’Italie, les Pays-Bas et, dans une moindre mesure, le Royaume-Uni. Mais la convergence joue dans les deux sens : dès qu’une centrale au gaz allemande ou néerlandaise devient marginale, son coût se propage au prix français.
C’est la réponse à la question que tout le monde pose ; expliquer que « la dernière centrale appelée fixe le prix » ne dit pas pourquoi cette centrale serait au gaz dans un pays qui produit peu d’électricité au gaz. La réponse n’est pas française, elle est européenne : le prix est souvent fixé ailleurs, puis importé.
En résumé : quand les cours du gaz naturel flambent, les centrales électriques au gaz produisent à des coûts plus élevés, et cela finit par se répercuter sur les tarifs de l’électricité de tout le continent, France comprise.
Un mix électrique décarboné ne suffit pas à protéger la facture
La France exploite 57 réacteurs nucléaires et produit l’essentiel de son électricité sans énergies fossiles… et elle subit pourtant les chocs gaziers de plein fouet.
Deux facteurs se cumulent et nous expliquent cette situation :
- Le couplage, décrit ci-dessus, qui importe le prix marginal des pays voisins.
- La disponibilité du parc nucléaire. Le mécanisme ne s’active que si une centrale au gaz est appelée en France ou chez un frontalier. Plus la disponibilité des centrales nucléaires françaises baisse (pour maintenance programmée, canicule limitant les capacités de refroidissement, aléa technique, ou encore plus récemment les méduses à la centrale nucléaire de Gravelines) plus la probabilité que le gaz soit marginal augmente. Une disponibilité dégradée transforme une hausse du gaz lointaine en hausse du coût de l’électricité domestique.
La taxe carbone entre dans le calcul du prix
Le coût marginal d’une centrale au gaz n’est pas seulement le prix de sa molécule. Il intègre le prix du quota de CO₂ sur le marché carbone européen (EU ETS), qui est plus simplement dit l’équivalent d’une taxe carbone à l’échelle de l’Union européenne, et le rendement de l’installation.
Une même hausse du gaz produit donc un effet amplifié quand le carbone est cher, atténué quand il est bas.
L’indexation du prix de l’électricité sur le gaz n’a ainsi pas d’élasticité constante : elle dépend de trois variables, pas d’une. Cette hausse du gaz se transmet avec un facteur d’amplification variable, ce qui explique la forte volatilité des prix observée sur les échéances proches.
Indexation du prix de l’électricité sur le gaz : qui l’a décidée, et depuis quand ?
Comme souligné précédemment, personne ne l’a décidé explicitement. Le principe du prix marginal est le mode de fixation des prix retenu par l’ensemble des bourses de l’électricité en Europe depuis l’ouverture des marchés à la concurrence, engagée par les directives européennes de la fin des années 1990. Le couplage des marchés d’Europe de l’Ouest, qui étend ce principe au-delà des frontières nationales, s’est déployé progressivement à partir des années 2010.
La crise énergétique de 2022 a rendu ce mécanisme visible et politiquement contesté. Les réformes européennes adoptées à sa suite poursuivent trois objectifs :
- contenir les hausses de prix en période de crise,
- accélérer le déploiement des renouvelables,
- et stabiliser les marchés de long terme par le développement des contrats d’achat d’électricité (PPA) et des contrats pour différence.
Ces réformes n’ont pas modifié la fixation des prix de gros. Elles ont créé des instruments parallèles permettant à certains acteurs de sortir une partie de leurs volumes du mécanisme, sans toucher au principe lui-même. Le Royaume-Uni, hors Union européenne, va plus loin avec sa réforme REMA et l’introduction de contrats pour différence de gros destinés à rompre plus franchement le lien entre prix du gaz et facture d’électricité.
Le mécanisme continue donc de produire ses effets en 2026, comme le montre la séquence de septembre dont nous alle.
Augmentation du gaz en 2026 : la transmission observée en direct
La fin de l’ARENH a supprimé l’amortisseur français
Jusqu’à son extinction au 1er janvier 2026, le dispositif ARENH permettait aux fournisseurs d’accéder à un volume d’électricité nucléaire à prix régulé. Ce volume amortissait mécaniquement l’effet des marchés de gros sur les offres professionnelles : une part de votre approvisionnement échappait au prix marginal.
Cet amortisseur n’existe plus aujourd’hui. La transmission décrite dans cet article atteint désormais les contrats d’entreprise sans filtre.
C’est ce qui rend le choc de septembre 2026 plus directement perceptible sur une facture qu’un choc d’ampleur comparable ne l’aurait été deux ans plus tôt.
Pour une entreprise, la question n’est donc pas de savoir si les prix montent, car ils montent, mais quelle échéance de son contrat en subit réellement l’effet.
L’impact de la guerre au Moyen Orient et cours du gaz naturel : du TTF au CAL-27, la chaîne chiffrée
Le conflit au Moyen-Orient et la fermeture du détroit d’Ormuz ont fait décrocher le gaz européen.
Le 15 septembre 2026, le contrat à terme TTF néerlandais s’échangeait autour de 81 €/MWh, son plus haut niveau depuis le début 2023 et plus du double de son niveau d’avant-crise (Le Monde, 17 septembre 2026).
Sur l’ensemble de l’année, la hausse du gaz approche 180 %.
La transmission vers le prix de l’électricité française a été rapide. Le contrat calendaire 2027, qui valait environ 60 €/MWh en juillet, est remonté autour de 90 €/MWh le 14 septembre — une dizaine d’euros gagnés sur la seule semaine précédente.
Avis d’expert
Hassan Yatim dans Le Monde : « Nouveau choc » sur les prix de l’électricité
Hassan Yatim
Analyste Pricing chez Capitole Énergie (by EPSA)
« En quelques jours, la hausse des prix du gaz s’est brutalement transmise à l’électricité française, faisant ressurgir le risque d’un nouveau choc énergétique pour les entreprises à l’approche de l’hiver. »
Le marché de court terme a réagi plus fortement encore : le prix spot a atteint une moyenne hebdomadaire de l’ordre de 151 €/MWh, un niveau sans précédent depuis mars 2023.
Le prix du gaz sur le marché mondial : l’arbitrage Europe-Asie
Le cours du gaz naturel européen ne se forme pas en vase clos. Sur le marché mondial, le gaz naturel liquéfié s’arbitre entre les deux grands bassins de consommation : quand les cours du gaz liquéfié asiatiques (JKM) dépassent les cotations européennes, les cargaisons changent de destination, parfois en cours de route.
La fermeture du détroit d’Ormuz a supprimé une part significative de l’offre mondiale de GNL, ravivant cette compétition à l’approche de l’hiver. Le niveau de remplissage des stockages européens, nettement inférieur à la normale saisonnière en cette fin d’été 2026, amplifie la sensibilité du prix européen à chaque cargaison détourné
