Le marché de l’énergie professionnel a connu des turbulences historiques entre 2022 et 2023, avec des prix spot de l’électricité dépassant 700 €/MWh en août 2022. Aujourd’hui, en 2026, le contexte s’est considérablement apaisé. Le prix du gaz naturel PEG s’établit à 29,98 €/MWh (Month Ahead), avec un prix spot janvier à 26,79 €/MWh. Le prix du charbon API2 atteint 109,55 USD/tonne au 22 janvier 2026, et les quotas CO2 évoluent autour de 85,12 €/tonne selon le système EU ETS. Pourtant, ces variations apparemment techniques ont un impact direct et mesurable sur votre facture d’électricité professionnelle.
Pour les entreprises équipées de compteurs de puissance supérieure à 36 kVA, comprendre les mécanismes de formation des prix devient un enjeu stratégique. Comment le prix du charbon influence-t-il le coût de production électrique en Europe ? Pourquoi le PEG gaz dicte-t-il les variations de votre facture ? Quel rôle joue le marché carbone dans le renchérissement des énergies fossiles ? Cet article décrypte la chaîne complète reliant les cours des matières premières aux montants figurant sur vos factures d’énergie.
Chez ATOO Energie, courtier en énergie spécialisé dans l’accompagnement des professionnels, nous analysons quotidiennement ces marchés pour vous conseiller sur le moment optimal de fixation de vos prix et négocier les meilleures conditions auprès de nos fournisseurs partenaires. Notre objectif : transformer la complexité des marchés de gros en décisions éclairées pour optimiser durablement votre budget énergétique.
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Les marchés de gros de l'énergie : fonctionnement et indicateurs clés
Pour comprendre la formation des prix de l’électricité et du gaz, vous devez connaître les quatre marchés de référence qui déterminent quotidiennement les cours. Ces plateformes d’échanges financiers fixent les prix auxquels les fournisseurs achètent l’énergie qu’ils vous revendent ensuite.
Le PEG (Point d'Échange Gaz) : la référence française du gaz naturel
Le PEG constitue le marché de gros du gaz naturel en France depuis la fusion le 1er novembre 2018 des anciennes zones PEG Nord et TRS (Trading Region South). Cette réforme a créé la TRF (Trading Region France), zone unique d’échange gazier hexagonal. Sur cette plateforme gérée par l’EEX (European Energy Exchange), les acteurs du marché négocient des contrats à terme pour livraison future. Trois horizons temporels structurent ces échanges :
Contrat M+1 (Month Ahead) : livraison le mois suivant, reflet des tensions court terme. Prix actuel janvier 2026 : 29,98 €/MWh
Contrat Q+1 (Quarter Ahead) : livraison le trimestre suivant, anticipation saisonnière. Prix actuel janvier 2026 : 30,41 €/MWh
Contrat Y+1 (Year Ahead) : livraison l’année suivante, vision structurelle. Prix CAL 2027 janvier 2026 : 25,57 €/MWh
Pour les entreprises professionnelles, la majorité des offres de gaz indexées se basent sur l’évolution du PEG, avec un engagement contractuel variant généralement de 1 à 3 ans selon les fournisseurs. Ainsi, une hausse de 10 €/MWh du PEG se répercute directement sur votre facture proportionnellement à votre consommation annuelle.
L'EPEX Spot : le marché européen de l'électricité
L’EPEX Spot (European Power Exchange) fonctionne selon le principe du merit order (ordre de mérite). Chaque jour, les producteurs d’électricité proposent leurs capacités de production par ordre croissant de coût marginal : nucléaire et renouvelables en premier (coûts marginaux faibles), puis centrales à gaz, et enfin centrales à charbon (coûts marginaux élevés). Le prix de marché s’établit au niveau de la dernière centrale activée pour satisfaire la demande totale. En janvier 2026, les prix spot oscillent entre 147 €/MWh aux heures creuses et 234 €/MWh en période de pointe, avec une moyenne baseload autour de 175-197 €/MWh.
Ce mécanisme explique pourquoi les centrales à gaz, positionnées en milieu de merit order, déterminent fréquemment le prix marginal de l’électricité en Europe. Lorsque le prix du gaz augmente, le coût de production de ces centrales s’élève, entraînant mécaniquement une hausse du prix spot de l’électricité. En 2025, les centrales à gaz ont même davantage tourné qu’en 2024, contribuant à maintenir une pression sur les prix.
L'indice API2 CIF ARA : la référence du charbon thermique européen
L’API2 (Argus/McCloskey’s) CIF ARA mesure le prix du charbon thermique importé dans la zone Amsterdam-Rotterdam-Anvers, principal hub de réception européen. Cet indice reflète le coût d’approvisionnement des centrales thermiques d’Europe du Nord et de l’Est. En janvier 2026, le prix s’établit autour de 109 USD/tonne, en baisse de 5,97% sur un an. Cette tendance baissière résulte de stocks européens confortables et d’une substitution croissante par le gaz naturel et les renouvelables.
Le charbon représente désormais 9,2% de la production électrique européenne en 2025, un plus bas historique. Cette part est en déclin continu : les énergies fossiles (gaz + charbon + pétrole) ne représentent plus que 29,0% de la production UE, dépassées pour la première fois par l’éolien et le solaire (30,1%). Cependant, dans certains pays comme la Pologne ou l’Allemagne, le charbon joue encore un rôle significatif et influence ponctuellement les prix spot lors des périodes de forte demande.
Le marché carbone ETS : le coût des émissions de CO2
Le Système d’Échange de Quotas d’Émission de l’Union Européenne (SEQE-UE) impose aux producteurs d’électricité de détenir des quotas pour chaque tonne de CO2 émise. En janvier 2026, le prix s’établit autour de 85 €/tonne (85,12 € au 1er janvier), soutenu par des positions spéculatives haussières et la vague de froid hivernale qui sollicite davantage les centrales fossiles. Ce coût s’ajoute directement au prix de production des centrales à charbon et à gaz, renchérissant leur compétitivité face au nucléaire et aux renouvelables.
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Prix charbon : quel impact sur la production d'électricité en Europe ?
Le charbon thermique, bien que déclinant dans le mix électrique européen, conserve une influence sur les prix de gros de l’électricité lors des périodes de forte demande. Décryptons son rôle et son coût de production pour comprendre à quelles conditions il impacte votre facture professionnelle.
Le rôle résiduel mais stratégique du charbon dans le mix européen
En 2025, le charbon représente 9,2% de la production électrique de l’Union Européenne, contre 15% en 2020-2021. Cette baisse structurelle résulte des politiques climatiques européennes et de la fermeture progressive des centrales vieillissantes. La France n’utilise quasiment plus cette énergie fossile (environ 2 TWh/an), avec la fermeture définitive de la centrale de Cordemais programmée le 31 mars 2027. En revanche, la Pologne (qui maintient des capacités thermiques significatives avec 4 465 MW de centrales en construction), l’Allemagne et certains pays d’Europe de l’Est restent fortement dépendants du charbon.
Ces centrales jouent un rôle de capacité de pointe : elles sont activées uniquement lors des pics de consommation hivernaux ou lorsque les prix du gaz rendent le charbon temporairement compétitif. Leur influence sur les prix spot reste donc ponctuelle mais réelle, particulièrement lors des vagues de froid où la demande européenne explose.
Évolution du prix du charbon 2022-2026 : de la crise à la normalisation
Le marché du charbon a connu des variations spectaculaires depuis 2022. L’indice API2 CIF ARA a atteint un record historique de 457,80 USD/tonne en septembre 2022, dans le contexte de la guerre en Ukraine et des sanctions sur le charbon russe. Trois ans plus tard, en janvier 2026, le prix s’établit à 109,55 USD/tonne, soit une baisse de 76% par rapport au pic.
Cette normalisation s’explique par plusieurs facteurs structurels :
Stocks européens confortables : les importations massives de charbon américain et australien ont reconstitué les réserves
Substitution par le gaz : avec un PEG à 30 €/MWh, le gaz devient plus compétitif pour produire de l’électricité
Accélération des renouvelables : l’éolien et le solaire (30,1%) ont dépassé les énergies fossiles (29,0%) dans le mix européen en 2025
Politiques climatiques renforcées : fermetures programmées de centrales et interdictions d’importation
La tendance baissière devrait se poursuivre, avec une part de marché attendue à 5% du mix européen d’ici 2030.
Mécanisme d'impact sur le prix de l'électricité : le coût de production
Pour comprendre quand le charbon influence votre facture, vous devez calculer son coût marginal de production électrique. Ce calcul intègre trois composantes :
1. Coût du combustible
Une centrale à charbon affiche un rendement moyen de 33%, signifiant qu’il faut 3 kWh thermiques (charbon) pour produire 1 kWh électrique. Avec un prix de 109,55 USD/tonne (soit environ 102 EUR/tonne au taux de change actuel) :
1 tonne de charbon = 8,14 MWh thermiques
Coût combustible = 102 € ÷ 8,14 MWh = 12,53 €/MWh thermique
Après rendement 33% : 12,53 ÷ 0,33 = 38 €/MWh électrique
2. Coût des quotas CO2
Une centrale à charbon émet environ 0,9 tonne de CO2 par MWh électrique produit. Avec un prix CO2 à 85 €/tonne :
Coût CO2 = 0,9 × 85 = 77 €/MWh électrique
3. Coût total de production
Combustible (38 €) + CO2 (77 €) + coûts fixes (5-10 €) = 120-125 €/MWh
Ce coût total détermine à quel moment les centrales à charbon deviennent compétitives. En janvier 2026, avec un prix spot électricité autour de 175-197 €/MWh, les centrales à charbon restent rentables lors des pics de demande. Elles sont donc sollicitées ponctuellement, influençant le prix marginal du marché à la hausse.
L'effet de substitution charbon/gaz : qui dicte les prix ?
La compétition entre charbon et gaz pour produire de l’électricité crée un phénomène de substitution déterminant pour les prix. Lorsque le prix du gaz PEG descend en dessous de 40 €/MWh, comme c’est le cas en janvier 2026 (29,98 €/MWh), le gaz devient systématiquement plus compétitif que le charbon :
Centrale à gaz (CCG – cycle combiné)
Coût combustible : 30 €/MWh ÷ rendement 55% = 55 €/MWh électrique
Coût CO2 : 0,4 t/MWh × 85 €/t = 34 €/MWh
Coût total : 89 €/MWh
Comparé au charbon à 120-125 €/MWh, le gaz offre un avantage de 31-36 €/MWh. Les producteurs privilégient donc les centrales à gaz, reléguant le charbon au rôle de capacité de dernier recours. C’est pourquoi la baisse du prix du gaz depuis fin 2022 a mécaniquement réduit la sollicitation du charbon et contribué à stabiliser les prix de l’électricité.
Pour votre entreprise, cette dynamique signifie que surveiller l’évolution du prix du charbon reste pertinent uniquement si le gaz connaît une tension haussière majeure (> 60 €/MWh), scénario envisagé par certains experts en cas de crise géopolitique. Dans le contexte actuel de marché détendu, c’est bien le prix du gaz PEG qui dicte l’essentiel des variations de votre facture d’électricité.
Prix PEG du gaz naturel : le déterminant majeur du prix de l'électricité professionnelle
Le gaz naturel constitue aujourd’hui le principal facteur d’influence sur votre facture d’électricité professionnelle. Comprendre le fonctionnement du PEG et son mécanisme de transmission aux prix de gros devient un enjeu stratégique pour anticiper vos coûts énergétiques.
Comprendre l'indice PEG : définition et usages professionnels
Le Point d’Échange Gaz (PEG) résulte de la fusion le 1er novembre 2018 des anciens PEG Nord et TRS, créant la TRF (Trading Region France). Cette plateforme gérée par l’EEX calcule quotidiennement un prix de référence basé sur les transactions réalisées pour différentes échéances de livraison.
Le PEG sert de base d’indexation à la majorité des contrats de fourniture de gaz professionnels. Votre fournisseur applique une formule : Prix facturé = PEG moyen + Marge commerciale + Services. Les contrats comportent généralement un engagement de 1 à 3 ans, avec révision mensuelle ou trimestrielle du prix selon la clause négociée.
Prix PEG janvier 2026 : analyse détaillée par horizon temporel
| Contrat | Prix €/MWh | Signification |
|---|---|---|
| M+1 (février 2026) | 29,98 | Tensions hivernales liées à la vague de froid |
| Q+1 (T2 2026) | 30,41 | Normalisation printanière |
| CAL 2027 (Y+1) | 25,57 | Tendance baissière confirmée |
Cette structure révèle une tension ponctuelle à court terme (vague de froid) compensée par une confiance structurelle : stocks européens à 82% en décembre 2025, GNL américain représentant 60% des approvisionnements UE, et production renouvelable en forte croissance.
Fixer un prix sur la base du CAL 2027 à 25,57 €/MWh permet de sécuriser une fourniture économique avant d’éventuelles tensions liées à la fin du transit russe via l’Ukraine (effectif depuis janvier 2025) ou aux restrictions sur Arctic LNG 2.
Pourquoi le gaz dicte-t-il le prix de l'électricité ?
Les centrales à cycle combiné gaz (CCG) occupent une position stratégique dans le merit order. Avec un coût de production de 89 €/MWh (55 € combustible + 34 € CO2 ), elles se situent entre renouvelables/nucléaire et charbon, fixant ainsi le prix marginal du marché.
Une hausse de 10 €/MWh du PEG entraîne une augmentation d’environ 15-18 €/MWh du prix spot électricité (effet multiplicateur du rendement 55%). En janvier 2026, avec un PEG à 30 €/MWh et un prix spot à 175-197 €/MWh, la détente du gaz depuis 2023 maintient les prix électriques 40-50 €/MWh plus bas qu’en période de crise.
Offres indexées vs offres fixes : quelle stratégie en 2026 ?
Offres indexées PEG :
✅ Bénéfice immédiat si baisse (CAL 2027 à 25,57 €/MWh )
✅ Flexibilité (engagement 1 an)
❌ Exposition aux chocs géopolitiques (scénario 50-60 €/MWh)
👥 Profil : Trésorerie solide, variabilité 15-20% acceptable
Offres fixes 2-3 ans :
✅ Budget verrouillé, immunité géopolitique
❌ Impossibilité de profiter des baisses futures
❌ Pénalités sortie anticipée
👥 Profil : Marges serrées, prévisibilité budgétaire prioritaire
Le marché carbone (ETS) : renchérissement du coût des énergies fossiles
Le Système d’Échange de Quotas d’Émission de l’Union Européenne (SEQE-UE, ou ETS) constitue le principal outil de la politique climatique européenne, avec un impact direct sur votre facture d’électricité professionnelle.
Fonctionnement du SEQE-UE : le principe pollueur-payeur
Le SEQE-UE impose aux centrales électriques de plus de 20 MW de détenir des quotas d’émission de CO2 (1 quota = 1 tonne de CO2). Les opérateurs doivent restituer annuellement un volume équivalent à leurs émissions réelles, sous peine de sanctions de 100 €/tonne non couverte.
Répartition des quotas :
57% vendus aux enchères mensuelles organisées par l’EEX
43% alloués gratuitement aux industries exposées à la concurrence internationale
Le prix résulte de l’équilibre offre-demande, avec une réduction accélérée de l’offre : 4,3% par an depuis 2024 (contre 2,2% avant), passant à 4,4% dès 2028. En janvier 2026, le prix s’établit autour de 85 €/tonne.
Impact différencié selon la technologie de production
Le coût CO2 impacte différemment chaque technologie selon son intensité carbone :
| Technologie | Émissions (t/MWh) | Coût CO2 à 85 €/T | Coût total production |
|---|---|---|---|
| Charbon | 0,90 | 77 €/MWh | ~120 €/MWh |
| Gaz CCG | 0,40 | 34 €/MWh | ~89 €/MWh |
| Nucléaire | 0,00 | 0 €/MWh | ~50 €/MWh |
| Renouvelables | 0,00 | 0 €/MWh | ~35 €/MWh |
À 85 €/tonne, le coût CO2 représente 64% du coût total d’une centrale à charbon et 38% pour une centrale à gaz. Cette pénalisation rend systématiquement plus compétitives les technologies décarbonées, accélérant la transition énergétique.
Pour votre entreprise : Même avec un PEG bas à 30 €/MWh, le coût total d’une centrale à gaz reste à 89 €/MWh en raison du surcoût carbone de 34 €/MWh. Sans le marché carbone, ce coût descendrait à 55 €/MWh.
Pourquoi le CO2 reste élevé malgré la baisse du gaz ?
Cette déconnexion s’explique par trois facteurs structurels :
Réduction accélérée des quotas : 4,3%/an (puis 4,4% dès 2028)
Anticipations réglementaires : objectif neutralité carbone 2050
Extension du SEQE : maritime (2024), routier/bâtiments via ETS 2 (2027)
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Perspectives 2026-2027 : que prévoient les marchés à terme ?
Les contrats à terme négociés sur les marchés de gros fournissent une indication précieuse sur les anticipations des acteurs concernant l’évolution future des prix. Analyser ces signaux permet d’éclairer votre stratégie contractuelle et d’identifier les fenêtres de fixation optimales.
Tendance baissière structurelle confirmée sur le gaz
Les cotations à terme du PEG gaz affichent une décrue progressive, reflétant la confiance du marché dans l’abondance structurelle de l’offre européenne :
| Échéance | Prix €/MWh en janvier 2026 | Évolution vs précédent | Facteurs explicatifs |
|---|---|---|---|
| CAL 2027 (Y+1) | 25,57 | Référence | Stocks confortables, GNL américain abondant |
| CAL 2028 (Y+2) | 22,79 | -10,9% | Accélération renouvelables, baisse demande chauffage |
| CAL 2029 (Y+3) | 21,75 | -4,6% | Stabilisation structurelle autour 21-23 €/MWh |
Cette trajectoire baissière s’explique par plusieurs facteurs favorables :
Stocks européens confortables : taux de remplissage de 82% en décembre 2025.
Diversification des approvisionnements : les importations de GNL américain représentent désormais 60% des volumes européens en 2025, compensant largement la fin effective du transit russe via l’Ukraine depuis le 1er janvier 2025
Baisse de la demande : amélioration de l’efficacité énergétique, substitution par électricité renouvelable dans le chauffage résidentiel, déclin industriel dans certains secteurs gazivores
Les analystes prévoient une stabilisation durable du PEG dans une fourchette 21-26 €/MWh à horizon 2028-2030, sauf choc géopolitique majeur.
Électricité : stabilité relative avec risques haussiers identifiés
Les marchés à terme de l’électricité affichent une relative stabilité, avec des prix CAL oscillant entre 51 et 57 €/MWh pour la période 2027-2030 :
| Échéance | Prix Baseload €/MWh en janvier 2026 | Évolution annuelle | Signification |
|---|---|---|---|
| CAL 2027 | 51,43 | Référence | Équilibre nucléaire/renouvelables |
| CAL 2028 | 52,18 | +1,5% | Légère tension anticipée |
| CAL 2029 | 53,71 | +2,9% | Ajustements TURPE et taxes |
| CAL 2030 | 57,08 | +6,3% | Incertitude réglementaire croissante |
Cette trajectoire modérément haussière (+11% sur 2027-2030) contraste avec la baisse du gaz. Plusieurs facteurs expliquent cette divergence :
Facteurs de soutien des prix :
Disponibilité nucléaire France : malgré l’EPR de Flamanville opérationnel (1 650 MW) depuis 2025, le parc vieillissant nécessite des arrêts de maintenance prolongés
Fin de l’ARENH : la suppression au 31 décembre 2025 du prix régulé nucléaire (42 €/MWh), remplacé par le VNU au 1er janvier 2026, oblige les fournisseurs à s’approvisionner aux prix de marché, éliminant la subvention implicite
Hausse du TURPE : la CRE prévoit une augmentation des tarifs d’acheminement en juillet 2026 pour financer les investissements réseau
Renouvelables intermittents : la production éolienne et solaire reste soumise aux aléas climatiques, nécessitant des capacités de back-up fossiles coûteuses
Risques haussiers identifiés :
Tensions géopolitiques : fin du transit gaz russe via Ukraine, restrictions sur Arctic LNG 2, crise au Moyen-Orient impactant le GNL
Conditions climatiques extrêmes : vague de froid prolongée ou canicule augmentant drastiquement la demande électrique
Retards réacteurs : décalage mise en service EPR2, prolongation arrêts maintenance parc existant
Prix CO2 : accélération haussière des quotas (actuellement 85 €/T ) en cas de durcissement réglementaire
Dans un scénario pessimiste évoqué par certains experts, une conjonction de facteurs défavorables (hiver rigoureux, indisponibilité nucléaire, crise GNL) pourrait propulser les prix spot jusqu’à 80-100 €/MWh en moyenne annuelle.
Charbon et CO2 : déclin et divergence
Le prix du charbon devrait poursuivre sa tendance baissière structurelle, avec une part de marché européenne attendue à 5% du mix d’ici 2030 contre 9,2% actuellement. Les fermetures programmées de centrales (Allemagne, Pologne, Espagne) réduiront mécaniquement la demande européenne, exerçant une pression baissière sur l’indice API2. Les analystes prévoient une stabilisation autour de 80-90 USD/tonne à moyen terme.
Paradoxalement, le prix CO2 devrait continuer sa progression, avec des prévisions situant les quotas entre 100 et 120 €/tonne à horizon 2027-2028. Cette hausse résulte du durcissement progressif du SEQE (réduction 4,3% par an des quotas disponibles depuis 2024, passant à 4,4% dès 2028 ) et de l’extension aux nouveaux secteurs (transport maritime 2024, routier/bâtiments via ETS 2 en 2027 ). Cette divergence charbon baisse/CO2 hausse illustre la transformation du mix européen : moins de volumes fossiles consommés, mais un coût carbone unitaire croissant.
Comment ATOO Energie vous aide à optimiser vos achats selon les marchés
Face à la complexité des marchés de gros, ATOO Energie simplifie votre optimisation énergétique grâce à trois leviers complémentaires.
Notre veille quotidienne des marchés (PEG gaz, EPEX électricité, API2 charbon, ETS CO2) identifie les fenêtres de fixation optimales : en 2026, la configuration exceptionnelle (PEG à 30 €/MWh, CAL 2027 électricité à 51,43 €/MWh, perspectives baissières confirmées) justifie une fixation immédiate avant les hausses TURPE de juillet 2026.
Notre négociation multi-fournisseurs met en concurrence simultanément nos partenaires (la bellenergie, Sélia, Engie, Ekwateur, Primeo Energie etc.) pour obtenir les meilleures conditions selon votre profil, générant un pouvoir d’achat inaccessible à une entreprise négociant seule.
Notre accompagnement global pour compteurs ≥ 36 kVA combine optimisation TURPE (ajustement puissance souscrite), optimisation fiscale (exonérations accise électricité), et conseil en efficacité énergétique, générant des économies cumulées de 15 à 25% sur la facture globale. Pour les gros consommateurs (> 300 MWh/an), nous structurons des stratégies hybrides limitant l’exposition à la volatilité tout en préservant la flexibilité.
Notre rémunération est versée par le fournisseur choisi sans impact sur votre prix final, garantissant l’objectivité de nos recommandations. Demandez votre comparatif des offres et bénéficiez de notre expertise pour transformer la complexité des marchés en avantage compétitif durable.
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FAQ : Prix et cours du marché de l'énergie
Qu'est-ce que le prix PEG du gaz naturel et comment impacte-t-il ma facture ?
Le PEG (Point d’Échange Gaz) est la plateforme de négociation du gaz naturel en France, fixant quotidiennement un prix de référence en €/MWh. La majorité des contrats de gaz professionnels utilisent le PEG comme base d’indexation. Le PEG influence également indirectement votre facture d’électricité, car les centrales à gaz déterminent fréquemment le prix spot électrique via le mécanisme de merit order.
Comment le prix du charbon influence-t-il ma facture d'électricité professionnelle ?
Le prix du charbon impacte le coût de production des centrales thermiques européennes. En janvier 2026, avec un prix à 109,55 USD/tonne et un prix CO2 à 85 €/T, une centrale à charbon affiche un coût total de production de 120 €/MWh. Ce coût détermine le prix marginal du marché électrique lorsque ces centrales sont sollicitées lors des pics de consommation. Cependant, avec un prix du gaz PEG à 30 €/MWh rendant les centrales à gaz plus compétitives (89 €/MWh), le charbon influence marginalement les prix en Europe occidentale en 2026. Son impact reste majeur en Pologne et Europe de l’Est où il représente encore 54% du mix électrique polonais en 2024.
Pourquoi les prix de l'électricité et du gaz sont-ils fortement corrélés ?
La corrélation entre électricité et gaz résulte du principe du merit order européen. Les centrales à cycle combiné gaz (CCG) occupent une position médiane dans l’ordre de mérite : entre les renouvelables/nucléaire (coûts marginaux faibles) et le charbon (coûts élevés). Lors des périodes de consommation normale, les CCG sont sollicitées pour compléter la production de base, fixant ainsi le prix marginal du marché électrique.
Qu'est-ce que le marché carbone (ETS) et quel est son impact sur mes coûts énergétiques ?
Le Système d’Échange de Quotas d’Émission de l’UE impose aux centrales électriques de détenir des quotas pour chaque tonne de CO2 émise. En janvier 2026, le prix des quotas s’établit à 85 €/tonne. Pour votre entreprise, ce surcoût est intégré dans le prix de gros de l’électricité.
