Comment se forme le prix de l'électricité ? De la centrale au gaz à votre facture

En bref
Chaque jour, une enchère européenne fixe le prix de gros de chaque quart d'heure du lendemain. La centrale la plus chère nécessaire pour couvrir la demande fixe le prix pour tous les vendeurs. C'est souvent une centrale au gaz, même quand la plus grande partie du courant vient de sources moins chères. Quand il y a beaucoup de soleil et de vent, le prix tombe à zéro et parfois en dessous. Le prix de l'énergie représente environ 35 à 45 % de votre facture. Ce que vous payez dépend surtout de votre contrat.

Ce qu'on entend souvent : qu'en est-il ?

Une enchère par jour, un prix par quart d'heure

Vous ne pouvez pas stocker l'électricité en grande quantité. L'offre et la demande doivent s'équilibrer à chaque instant. C'est pourquoi il existe des marchés qui vont de plusieurs années à quelques minutes avant la livraison.

Le marché day-ahead (le marché de la veille pour le lendemain) est la référence. Des bourses comme EPEX SPOT rassemblent la veille les offres des producteurs et des fournisseurs. Les ordres ferment à 12 h 00 (heure d'Europe centrale). Les prix sont connus vers 13 h 00. Selon le manuel de procédure des bourses, ce n'est pas avant 12 h 55.

Un programme de calcul, EUPHEMIA, traite en même temps toutes les offres de toute l'Europe. Il cherche le résultat qui donne le plus grand avantage total aux acheteurs et aux vendeurs. Il tient aussi compte de la capacité des liaisons entre pays. Ce système couplé s'appelle SDAC. Il donne un seul prix par zone et par période.

Depuis la livraison du 1er octobre 2025, cette période dure 15 minutes au lieu d'une heure. Une journée compte donc 96 prix. Un MWh (mégawattheure) fait 1 000 kWh. Le prix se situe entre un plancher de moins 600 € par MWh (depuis le 28 mai 2026, avant : moins 500) et un plafond de 4 000 € par MWh.

Le merit order : la dernière centrale fixe le prix

En règle générale, chaque producteur offre à son coût marginal. C'est ce que lui coûte un MWh de plus : combustible, CO₂ et petits frais d'exploitation. Le programme classe toutes les offres de la moins chère à la plus chère. Cet ordre s'appelle le merit order. Le programme accepte les offres jusqu'à ce que la demande soit couverte.

La dernière offre nécessaire fixe le prix de gros. Tous les producteurs retenus reçoivent ce prix. C'est ce qu'on appelle pay-as-clear. Une centrale bon marché reçoit donc le même prix que la plus chère encore nécessaire.

Quelle part du temps est-ce une centrale au gaz ? Dans une simulation pour 2022 du Centre commun de recherche de la Commission européenne (JRC), le gaz fixait le prix 55 % du temps, alors qu'il fournissait alors 19 % de l'électricité européenne. Les centrales fossiles ensemble fixaient le prix environ 86 % du temps. C'est un modèle pour toute l'Europe, pas une mesure pour la Belgique.

Pourquoi cette règle existe-t-elle ? L'agence européenne ACER, où coopèrent les régulateurs de l'énergie, a jugé en 2022 que laisser l'offre marginale fixer le prix reste la manière la plus efficace de garantir la concurrence et l'usage efficace des centrales. Cela figure dans l'étude du JRC.

La règle fait aussi l'objet de critiques. Les centrales à bas coûts gardent la différence entre leurs coûts et le prix de gros. Cette différence couvre leurs coûts de construction, mais en 2022 elle a pu produire des bénéfices inattendus. C'est pourquoi l'UE a limité temporairement, fin 2022, les recettes au-delà de 180 € par MWh.

La manipulation est une autre question que la règle de prix. La manipulation de marché est interdite. ACER suit les échanges et les régulateurs nationaux infligent des amendes. En 2025, ACER a reçu 204 signalements de transactions et d'ordres suspects, deux fois plus que l'année précédente. Un exemple récent est une amende de 16 000 € en Estonie (octobre 2026) pour manipulation du marché d'équilibrage. Les sources consultées ne contiennent aucune preuve que des producteurs pilotent systématiquement le prix sur le marché day-ahead.

Ce que coûte une centrale au gaz : gaz et CO₂

L'offre d'une centrale au gaz découle du prix du gaz et du prix du CO₂. Les centrales du système européen d'échange de quotas d'émission (ETS) doivent remettre un quota d'émission pour chaque tonne de CO₂. Le nombre total de quotas baisse chaque année. Le prix d'un quota fluctue sur le marché. Selon la Commission européenne, le prix moyen aux enchères était de 75,36 € par tonne au premier trimestre 2026, de 75,28 € au deuxième et de 82,32 € au troisième.

Illustration, pas des données de marché. Prenez une centrale au gaz moderne de rendement 55 %. Par MWh d'électricité, elle émet environ 0,37 tonne de CO₂ (le GIEC cite 0,404 tonne pour un rendement de 50 %). Comptez 80 € par tonne de CO₂ (arrondi). Le CO₂ coûte alors 0,37 × 80 = 29,6 €.

• Gaz à 30 € par MWh : 30 ÷ 0,55 = 54,5 € de combustible. Avec le CO₂, environ 84 € par MWh, soit 8,4 centimes par kWh.
• Gaz à 100 € par MWh : 100 ÷ 0,55 = 181,8 € de combustible. Avec le CO₂, environ 211 € par MWh, soit 21,1 centimes par kWh.

Si le prix du gaz monte, tout le prix monte pour chaque quart d'heure où le gaz est la centrale marginale. Le 28 octobre 2026, le prix européen du gaz (TTF) a dépassé 100 € par MWh, pour la première fois depuis décembre 2022, selon Montel. De tels chocs se répercutent sur le prix de gros de l'électricité.

Pourquoi l'éolien et le solaire font baisser le prix

L'éolien et le solaire ne coûtent presque rien par MWh supplémentaire. Ils offrent autour de zéro et sont en tête de file. S'ils couvrent ensemble une grande partie de la demande, la centrale au gaz, chère, sort de la file. La dernière centrale nécessaire est alors bon marché. Le JRC parle d'évincer une production fossile plus chère.

Le revers figure dans le rapport 2026 d'ACER. Quand le soleil disparaît le soir, les centrales au gaz sont plus souvent appelées. Les écarts de prix au cours d'une journée sont environ cinq fois plus grands qu'en 2020.

En 2025, les panneaux solaires ont produit en Belgique un record de 10,1 TWh (1 TWh fait 1 milliard de kWh). Le 4 octobre 2025, l'éolien et le solaire ont couvert ensemble 90 % de la consommation pendant un quart d'heure, selon le gestionnaire de réseau Elia (chiffres provisoires).

Essayez vous-même

Déplacez les curseurs « Prix du gaz », « Prix du CO₂ », « Éolien et solaire » et « Demande ». Observez comment le prix change. Essayez aussi les scénarios « Midi ensoleillé », « Soirée d’hiver sans vent » et « Choc sur le prix du gaz ».

Exemple schématique, pas de données de marché réelles

Comment se forme le prix de l’électricité : le merit order

Les centrales sont classées de la moins chère à la plus chère. La plus chère des centrales nécessaires pour couvrir la demande fixe le prix pour tous.

Prix du marché

89,5 €/MWh

Même prix par kWh

8,95 ct/kWh

Fixe le prix

Centrale au gaz moderne

Centrale au gaz moderne est la source la plus chère nécessaire pour couvrir la demande. Son coût fixe le prix pour toutes les sources utilisées.

Les zones estompées ne sont pas utilisées.

Réglages : gaz 35 €/MWh, CO₂ 70 €/t, éolien et solaire 3 GW, demande 9 GW.

Offre de la moins chère à la plus chère

Source	Puissance (GW)	Coût (€/MWh)	Statut
Éolien et solaire	3	0	Pleinement utilisée
Nucléaire	2	10	Pleinement utilisée
Biomasse et déchets	1	45	Pleinement utilisée
Centrale au gaz moderne	5	89,5	Fixe le prix
Importations	4	90	Pas nécessaire
Ancienne centrale au gaz	3	130,6	Pas nécessaire
Réserve d’urgence	3	250	Pas nécessaire

Les chiffres sont inventés pour illustrer le principe. Les prix réels dépendent de bien d’autres facteurs : congestion du réseau, maintenance, météo, échanges avec les pays voisins.

Ce que vous voyez. Si l'éolien et le solaire couvrent toute la demande, le prix tombe à zéro. Si la demande est forte et que l'éolien et le solaire ne suffisent pas, c'est souvent une centrale au gaz qui fixe le prix. Un prix du gaz plus élevé tire le prix vers le haut tant que le gaz est la dernière centrale. Le graphique est un modèle pédagogique schématique, pas des données de marché.

Prix négatifs : pourquoi, et qui paie ?

En 2025, le prix de gros belge est resté plus de 520 heures sous zéro. C'est un record, selon le régulateur fédéral CREG (via VRT NWS). Cela représente environ 6 % de toutes les heures, en ligne avec les 6,1 % du temps que cite Elia.

Pourquoi des producteurs continuent-ils à offrir de l'électricité à un prix négatif ? Un article de recherche de la KU Leuven de 2014 cite trois causes de prix négatifs en Belgique. Les centrales soumises à des contraintes techniques, comme les centrales nucléaires, ne peuvent pas réduire vite leur puissance. Certaines centrales doivent continuer à tourner pour fournir des services au réseau. Et les régimes de soutien, comme les certificats verts, récompensent la production même quand le prix de gros est bas. L'article porte surtout sur le marché des déséquilibres. Lisez-le comme une explication du mécanisme, pas comme une mesure de 2025.

Qui paie ? En bourse, le vendeur paie l'acheteur. Pour les ménages, l'avantage n'existe qu'avec un contrat dynamique. Avec des panneaux solaires, le revers joue aussi. Le Vlaamse Nutsregulator (VNR, le régulateur flamand des services d'utilité publique) estime qu'en 2025, près de 29 000 prosommateurs flamands (ménages avec panneaux solaires) ont reçu une rémunération négative pendant au moins un mois, et ont donc payé pour injecter. Cela s'est produit avec des contrats variables. C'est environ 3 % des prosommateurs ayant un compteur numérique (calcul propre, d'après le rapport du VNR tel que Solarmagazine le résume). Savoir qui finance en fin de compte le soutien aux parcs solaires et éoliens est une question distincte, sur les régimes de soutien.

Acheter à l'avance : marché à terme et PPA

Le prix du marché day-ahead n'est pas le prix que tout le monde paie. Les producteurs et les fournisseurs achètent et vendent à l'avance, sur le marché à terme. Sur ICE Endex, les parties échangent des contrats d'électricité belge pour un mois, un trimestre ou un an. La livraison est physique, sur le réseau belge à haute tension.

La CREG a décrit en 2022 comment cela fonctionne. Les producteurs vendent leur production progressivement, de sorte que leurs revenus sont déjà fixés avant de produire. Chaque fournisseur a sa propre stratégie pour se couvrir (acheter à l'avance). Un fournisseur ne couvre en général qu'une partie de ses ventes à prix fixe, car les ménages peuvent résilier leur contrat avec un préavis d'un mois. Un prix fixe suit donc des achats antérieurs et réagit avec retard au marché de gros.

Un power purchase agreement (PPA) est un contrat de longue durée entre un producteur et un acheteur (une entreprise, un fournisseur ou un négociant) à un prix convenu. Selon ACER, les PPA protègent les acheteurs contre les fluctuations de prix. La disponibilité des PPA varie fortement d'un pays à l'autre. Les PPA diffèrent aussi par leur profil de livraison. Avec pay-as-produced, l'acheteur paie ce que le parc solaire ou éolien livre réellement. L'acheteur porte alors le risque de volume et de profil. Avec baseload ou shaped, le profil de livraison est fixe. Le producteur ou un intermédiaire porte alors le risque de profil. Cette distinction figure dans une recommandation de la Commission européenne d'avril 2026.

Ce qu'un PPA ne fait pas : il ne change pas le prix sur le marché day-ahead. Celui-ci sort toujours de l'enchère. Un ménage ne remarque un PPA qu'indirectement, via les coûts de son fournisseur. Selon le JRC, davantage de PPA et de contrats à prix garanti (contracts for difference) limitent la force avec laquelle les consommateurs ressentent des prix élevés et fluctuants.

Quelques minutes avant la livraison : intraday et déséquilibre

Après le marché day-ahead, les échanges continuent (intraday, pendant le jour de livraison). Les enchères intraday ferment à 15 h 00 et à 22 h 00 la veille, et à 10 h 00 le jour même. Les échanges se poursuivent en outre jusqu'à peu avant la livraison. Les parties corrigent ainsi leurs prévisions sur l'éolien, le solaire et la consommation.

Elia est le gestionnaire de réseau qui maintient le réseau en équilibre. Chaque fournisseur ou producteur a un responsable d'équilibre. Celui qui, par quart d'heure, prélève ou injecte plus ou moins que ce qu'il a annoncé reçoit d'Elia un décompte à un prix de déséquilibre par quart d'heure. Vous ne le sentez pas directement. Cela oblige toutefois les acteurs du marché à prévoir avec précision.

Belgique : Elia, pays voisins et nucléaire

La Belgique est reliée au réseau européen. En 2025, notre pays a importé net environ 14 TWh d'électricité, surtout de France et des Pays-Bas, selon Elia (chiffres provisoires). On importe surtout quand l'électricité est moins chère à l'étranger. Le prix belge suit ainsi celui des pays voisins. Le nucléaire a fourni 34 % de la production belge, le gaz 19 %. Elia note que l'électricité française, moins chère, évince du marché la production belge au gaz.

Le nucléaire fixe rarement le prix, car son coût marginal est bas. Son influence joue sur l'offre. En 2025, trois réacteurs ont fermé : Doel 1, Tihange 1 et Doel 2. Il reste Doel 4 et Tihange 3. En mai 2025, la Chambre a abrogé la loi de 2003 sur la sortie du nucléaire. Le gouvernement fédéral a prolongé les deux réacteurs de dix ans, jusqu'en 2035. Il veut étendre la prolongation jusqu'en 2045.

Fin avril 2026, le gouvernement et Engie ont signé une déclaration d'intention non contraignante sur une reprise des actifs nucléaires par l'État. Les négociations sont toujours en cours. Le 30 septembre 2026, la date visée pour un accord sur les grandes lignes a été reportée au 4 novembre 2026. Ce que cela signifie pour le prix dépend du prix du gaz et des prix chez les voisins. Il n'existe pas de prévision univoque.

Du prix de gros à votre facture

Votre facture comprend quatre parties : l'énergie, les coûts de réseau, les prélèvements et la TVA. La TVA est durablement de 6 % depuis le 1er avril 2023. Les coûts de réseau s'élevaient en 2026 à environ 463 € par an pour un ménage flamand typique de 3 500 kWh, soit 20 € de moins qu'en 2025 (Test Achats). La part du prix de l'énergie oscille ces dernières années entre environ 35 et 45 %. En août 2026, elle était de 43 %, selon le tableau de référence de la CREG tel que CallMePower le présente. Nous n'avons pas pu consulter de ventilation officielle de la CREG ou du VNR. Lisez donc cela comme une fourchette. Les coûts de réseau et les prélèvements ne changent qu'une ou deux fois par an et ne suivent pas le prix de gros.

La vitesse à laquelle le prix de gros vous atteint dépend de votre contrat. La CREG a écrit en novembre 2025 que les contrats variables suivent automatiquement une baisse et que les contrats fixes ne le font pas. Après le début du conflit au Moyen-Orient fin février 2026, le prix de l'énergie de l'électricité a augmenté en avril par rapport à mars d'environ 16 % pour les contrats fixes et de 7 à 20 % pour les contrats variables (chiffres de la CREG, via Selectra). Un contrat dynamique était en 2025 le moins cher en moyenne : 1 203 €, soit 62 € de moins qu'un contrat variable et 193 € de moins qu'un contrat fixe (VNR, via Solarmagazine). De tels chiffres ne disent rien de votre ménage, car cela dépend du moment où vous consommez. Vous en lirez plus dans « Fixe, variable ou dynamique : quel contrat d'énergie vous convient ? ».

Et maintenant ?

1. Regardez sur votre facture si vous avez un contrat fixe, variable ou dynamique.
2. Lisez « Fixe, variable ou dynamique : quel contrat d'énergie vous convient ? » et comparez avec votre consommation.
3. Vous avez des panneaux solaires ? Consultez dans « Panneaux solaires en 2026 : sans compteur qui tourne à l'envers » ce que l'injection coûte ou rapporte maintenant, et demandez à votre fournisseur son tarif d'injection en cas de prix négatifs.
4. Comparez votre contrat une à deux fois par an dans le CREG Scan, comme le recommande la CREG.

Sources et avertissement

• NEMO Committee : SDAC (limites de prix, plancher moins 600 depuis le 28 mai 2026) et communiqué de presse sur les 15 minutes, enchères intraday et SDAC fallback manual (clôture à 12 h 00, publication à partir de 12 h 55)

• EPEX SPOT : brochure de trading 2024 (bourse ; heure de clôture et publication des prix)

• Commission européenne, JRC : The Merit Order and Price-Setting Dynamics (2023, simulation 2022)

• Commission européenne : EU ETS, Commission européenne : prix trimestriels basés sur les enchères ETS et GIEC (IPCC) : rendement et CO₂ des centrales au gaz

• ACER : suivi du marché 2026, ACER : consultation sur les PPA et ACER : application de REMIT (204 signalements ; amende estonienne)

• Commission européenne : recommandation sur les PPA, avril 2026 (document du Conseil 8452/26)

• Elia open data : prix de déséquilibre par quart d'heure

• ICE Endex : Belgian Power Base Futures (plateforme de négociation)

• CREG : étude F2336 (2022) et CREG : baisse des prix de l'énergie (21 novembre 2025)

• VRT NWS sur le rapport de la CREG : 520 heures de prix négatif

• Elia : mix électrique 2025, chiffres provisoires (communiqué de presse, hébergé par la VFB)

• World Nuclear News : négociations sur les centrales nucléaires (presse spécialisée), Engie : nouvelle date visée, 4 novembre 2026 et VRT NWS : abrogation de la loi sur la sortie du nucléaire

• Test Achats : tarifs de réseau 2026

• ACER : REMIT, et KU Leuven : prix de déséquilibre négatifs et flexibilité (2014)

Des médias commerciaux et spécialisés relaient des chiffres de la CREG, du VNR et du marché du gaz : Solarmagazine, Selectra, CallMePower et Montel. Vérifiez les montants importants auprès de la source d'origine.

Ceci est une information générale, pas un conseil personnel. Les chiffres et les règles peuvent changer. Situation au 30 octobre 2026.