Du Spot au prix des écarts, les acheteurs font le grand écart
Avec 1 800 heures au-dessus de 100 €/MWh, 500 heures sous zéro : le Spot fait le grand écart en électricité, les écarts en font le « carré », et les industriels paient la souplesse. Malgré un Spot moyen sous 62 €/MWh, l’amplitude journalière a triplé et le plancher s’est effondré à −500 €/MWh. Un changement de règle d’ailleurs est passé sous le radar : +41 % sur le coût des déséquilibres (coût des écarts), à prévision de consommation inchangée. Le rapport1 publié par la CRE le 9 septembre parle directement aux industriels, et notre Newsletter le complète : la valeur quitte le prix moyen pour le profil et la prévision.
Un prix Spot moyen bas, des heures de plus en plus extrêmes
Surcapacité ne veut pas dire prix plats. En 2025, le Spot français a passé 1 807 heures au-dessus de 100 €/MWh, 3 fois plus qu’en une décennie 2010 – 2020 (606 heures), et 513 heures en négatif, contre 179 pour cette même décennie. 1 heure sur 5 se paie au prix du gaz, 1 sur 17 ne vaut rien.
La mécanique est connue : quand nucléaire et EnR suffisent, le prix s’effondre (33 TWh de modulation nucléaire en 2025, 3 TWh d’EnR écrêtés) ; dès qu’il faut une centrale à gaz, il repasse au-dessus de 100 €/MWh. Pour un industriel, la valeur se déplace du prix moyen vers la forme du profil, et la CRE appelle à « synchroniser » consommation et production, jusqu’au placement des heures creuses.
Le coût que le rapport de la CRE ne chiffre pas : l’équilibrage
Dans son rapport, la CRE le reconnaît : ses simulations n’intègrent pas le coût de l’équilibrage (1 Md€ en 2025) jugé faible face à l’effet prix. C’est vrai en moyenne, c’est faux sur le plan opérationnel : les écarts sont désormais réglés au quart d’heure et non plus à la demi-heure. Par le passé, deux déséquilibres de sens opposé dans une même demi-heure se compensaient. Désormais ils sont réglés séparément : un écart positif suivi d’un écart négatif ne s’annule plus : vendu bas, racheté haut, notamment sur les heures de pointe du matin et du soir.
À prévision inchangée, le montant d'écart facturé augmente de +41 % en moyenne (facteur √2).
Et chaque MWh d’écart coûte plus cher. Selon RTE, l’amplitude journalière du prix Spot a atteint 111,3 €/MWh au premier semestre 2026, plus de 3 fois son niveau de 2010-2020 (33,6 €/MWh), avec 407 heures négatives en six mois. Plus de volume en déséquilibre, un prix plus dispersé : les deux effets se cumulent. Ce coût ne figure pas directement dans le prix de gros ; il se loge dans la prime de risque intégrée aux offres fournisseurs. Même logique pour les contrats indexés au Spot : consommer davantage sur les quarts d’heure les plus chers conduit à payer plus que la moyenne horaire.
Le mot de la CRE sur le nucléaire :
Pour les industriels : les CAL 28 et CAL 29 français (aujourd’hui à 55-57 €/MWh) cotent sous le coût complet du nucléaire historique, proche de 60 €/MWh, un niveau que la CRE juge difficilement tenable dans la durée. Fixer aujourd’hui, c’est donc acheter sous ce niveau de référence, un bon juge de paix de votre performance achat ?
Ce qu'il faut retenir
Les EnR font baisser le prix moyen spot mais augmente la volatilité horaire : 1 807 heures au-dessus de 100 €/MWh, 513 heures négatives. Le prix moyen Spot ne dit plus grand-chose du prix réellement payé.
Le cout de règlement des écarts au pas quart d’heure, quant à lui, ajoute sa composante à la facture.
2028 et 2029 sont plus que jamais une priorité
Aujourd’hui, la prévisibilité de la courbe de charge devient une composante du prix. Demandez à votre fournisseur un fichier de prévisions de consommation et mettez-le à jour dès que maintenances, baisses de régime ou arrêts exceptionnels sont connus : un geste simple pour maîtriser, voire réduire, le coût de votre prochain contrat.
1Économie du système électrique français hexagonal | CRE
