Prix PEG : cours du gaz en temps réel à M+1, Q+1 et Y+1

Les produits à terme du gaz

Les produits à terme, aussi appelés produits futurs, sont des contrats établis par les fournisseurs qui souhaitent acheter leur gaz à l'avance pour une livraison future : dans plusieurs mois, trimestres ou même une année plus tard.

C'est d'ailleurs ce type de contrat qui permet aux fournisseurs d'établir et d'anticiper leur grille tarifaire. Les contrats à terme leur permettent de couvrir une bonne partie des livraisons nécessaires grâce aux produits futurs qu'ils ont achetés - qui plus est à des prix stables, car ces derniers sont définis à la date du contrat.

Voici une sélection d'offres de gaz à prix indexé sur le marché de gros. Ces offres s'adressent aux grands comptes (profils T3 ou T4)

Les professionnels préférant la sécurité peuvent opter pour une offre à prix fixe. Les offres de gaz à prix fixe offrent un prix du kWh de gaz HT fixe durant toute la durée du contrat, soit de 1 à 3 ans. Elles sont, à la signature du contrat, généralement plus chères que les offres à prix indexés sur les marchés PEG Elles peuvent devenir très avantageuses en cas de hausse des prix sur le marché PEG.

Évolution du cours du gaz naturel

Voici un graphique illustrant l'évolution du prix du gaz sur le marché de gros PEG à M+1 depuis 2012. 

Prix relevés en mai 2025 - Graphique: Selectra - Source: EEX

Comme on peut le constater, le prix du gaz sur le marché PEG est resté relativement stable entre janvier 2012 et janvier 2021, variant entre 5 €/MWh en mai 2020, à 28 €/MWh en octobre 2018.

Cependant, à partir de mars 2021, le prix du gaz sur le marché PEG a connu une hausse fulgurante, atteignant un pic à 170 €/MWh en août 2022, avant de chuter brutalement, atteignant un prix inférieur à 30 €/MWh en juillet 2023.

De nombreux facteurs expliquent la hausse des cours du gaz naturel en 2021 et pendant le premier semestre de l'année 2022 :

• La reprise économique après la crise du COVID-19 : Pendant la crise sanitaire, les besoins en gaz naturel avaient considérablement chuté, entraînant une baisse des prix du gaz sur le marché PEG. La reprise économique a entraîné une très forte hausse de la demande mondiale en gaz naturel, ce qui explique en partie la forte hausse des cours du gaz en 2021.
• L'hiver 2021 a été particulièrement long et froid, ce qui a augmenté la demande de gaz naturel pour des besoins liés au chauffage. En parallèle, l'offre eu Europe n'était pas en mesure de satisfaire l'augmentation de la demande. De plus, le manque de vent en mer du Nord qui a ralenti la production éolienne d'électricité et entraîné une utilisation plus importante du gaz naturel ;
• La guerre entre la Russie et l'Ukraine a entraîné une crise énergétique mondiale marquée par une hausse des prix du gaz naturel et, par extension, des prix de l'électricité sur les marchés de gros. En effet, la Russie est l'un des principaux exportateurs de gaz naturel au monde, et l'Ukraine est une route de transit majeure pour le gaz russe vers l'Europe. Le conflit a perturbé ces flux d'approvisionnement. Les sanctions imposées par les pays occidentaux contre la Russie ont affecté le commerce du gaz, réduisant les exportations russes et créant des incertitudes sur le marché. Par conséquent, les pays européens ont cherché à diversifier leurs sources d'énergie pour réduire leur dépendance au gaz russe, augmentant ainsi la demande sur les marchés mondiaux et conduisant les prix à la hausse ;
• L'euro a subi une dépréciation depuis 2021 et a atteint la parité avec le dollar en juillet 2022. Cette dépréciation a un impact direct sur l'inflation et le pouvoir d'achat des ménages. Près de la moitié des produits importés dans la zone euro, y compris le gaz et le pétrole, sont facturés en dollar. Par conséquent, il faut plus d'euros pour acheter du gaz naturel, ce qui le rend moins compétitif et plus cher sur le marché PEG.

Zoom sur l'indice PEG

Qu'est-ce que l'indice PEG ? Définition et fonctionnement

Le Point d'Échange de Gaz (PEG) est le principal marché de gros du gaz naturel en France. Il sert de plateforme où producteurs, traders et fournisseurs achètent et vendent des volumes de gaz, déterminant ainsi le prix de référence basé sur l'offre et la demande. Le PEG garantit des transactions transparentes en rendant accessible l'information sur les prix et les volumes échangés, et maintient un marché fluide grâce à des échanges fréquents et efficaces.

En assurant des prix justes et compétitifs, le PEG reflète fidèlement les dynamiques du marché et contribue à la stabilité énergétique nationale. Il offre un cadre structuré pour les échanges, facilitant l'intégration des acteurs nationaux et internationaux. De plus, le PEG gère et équilibre les transactions de gaz en alignant les volumes entrants et sortants des réseaux de distribution. Les fournisseurs estiment la consommation de leurs clients et commandent en conséquence, permettant aux gestionnaires de réseaux de suivre les soutirages et injections prévus. Cela sécurise les approvisionnements et limite les risques de pénurie, assurant ainsi une adéquation constante entre l'offre et la demande de gaz naturel.

Réforme du PEG en 2018 : Unification des Zones Nord et Sud

Avant le 1ᵉʳ novembre 2018, les échanges de gaz se faisaient sur deux points virtuels différents, selon la zone :

1. PEG Nord pour les transactions sur le réseau GRTgaz Nord dans le Nord de la France ;
2. TRS (Trading Region South) pour les transactions dans le Sud de la France, sur les zones de GRTgaz Sud et de TIGF (les deux ayant été fusionnés en 2015).

La présence de deux PEG différents entrainait un écart important des prix du gaz entre le Nord et le Sud de la France. En effet, le Sud affichait des tarifs plus élevés en raison d'un nombre réduit de sites de stockage et d'un accès limité aux réseaux de transport de gaz provenant de la Norvège, de l'Allemagne et de la Belgique. Cette situation entraînait une dépendance accrue au gaz naturel liquéfié (GNL), dont le coût est généralement plus élevé que celui du gaz transporté par gazoduc.

Pour résoudre ce problème, la France a entrepris en 2018 une réforme majeure en fusionnant les anciennes zones PEG Nord et PEG Sud au sein de la Trading Region France (TRF). Cette unification visait à créer une zone unique d'entrée et de sortie pour le gaz naturel, divisée en deux segments principaux 

1. Terega qui assure le transport du gaz dans le Sud-Ouest de la France ;
2. GRTgaz qui assure le transport du gaz sur le reste du territoire.

Cette fusion a permis de simplifier les opérations de marché et d'éliminer les disparités tarifaires existantes entre la Zone Nord et la Zone Sud. La France a ainsi pu optimiser l'efficacité de son marché du gaz, réduire les coûts de transaction, et améliorer l'accès aux infrastructures gazières pour tous les acteurs.

La consolidation du PEG en une seule zone de marché a renforcé la compétitivité de la France sur le plan international. En uniformisant les prix et en facilitant les échanges boursiers, la France a pu attirer davantage d'investissements étrangers dans son secteur gazier. De plus, cette unification facilite les interconnexions avec les marchés voisins, permettant une meilleure intégration au sein du marché européen du gaz naturel. La compétitivité accrue de la France se traduit également par une plus grande attractivité pour les entreprises énergétiques internationales, qui bénéficient désormais d'un marché plus transparent et efficace. Cette position renforcée sur le marché international contribue à la sécurité énergétique de la France en diversifiant ses sources d'approvisionnement et en réduisant sa dépendance à un nombre limité de fournisseurs.

Qui sont les différents acteurs sur le marché de gros du gaz naturel

Plusieurs acteurs recourent au marché de gros pour vendre et acheter du gaz naturel, mais aussi pour assurer l'équilibre des transactions :

• Les producteurs de gaz naturel, qui agissent comme les vendeurs de gaz. Il s'agit, par exemple, de TotalEnergies, Engie, Shell, ExxonMobil, etc. Cependant,  la France dépend à 98% des importations pour son approvisionnement en gaz. Celui-ci vient notamment de Norvège, d'Algérie, des Pays-Bas et du Nigéria.   ;
• Les producteurs de biogaz : il s'agit souvent d'agriculteurs ayant également une activité de production de biogaz en parallèle ;
• Les opérateurs de stockage de gaz comme Elengy qui assure un stockage aérien dans les terminaux méthaniers. Storengyn, Téréga et Géométhane stockent le gaz par voies souterraines ;
• Les fournisseurs de gaz naturel. Les principaux sont Engie (ancien fournisseur historique de gaz naturel), EDF et TotalEnergies. De nombreux fournisseurs alternatifs sont présents sur le marché ;
• Les gestionnaires de réseau, avec notamment NaTran (ex GRTgaz), Téréga, GRDF, et les gestionnaires de réseaux des Entreprises Locales de Distribution (ELD). Leur rôle est d'assurer l'équilibrage des transactions afin d'éviter les pénuries de gaz ;
• Les négociants qui ont pour rôle principal d'augmenter la liquidité du marché, en achetant et vendant du gaz sans le distribuer à des consommateurs finaux ;
• Les expéditeurs d'équilibre qui doivent s'assurer que leurs livraisons quotidiennes sont équilibrées. Ainsi, les expéditeurs – qui sont souvent les fournisseurs d'énergie - doivent, par exemple, revendre le surplus de gaz si les sites de leur portefeuille n'ont pas consommé la totalité du gaz qui leur a été alloué pour la journée.
• La Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) a un rôle multiple : elle garantit une concurrence équitable entre les fournisseurs. Elle surveille les tarifs pour assurer la transparence et protéger les consommateurs contre les abus de prix. La CRE facilite également l'accès aux infrastructures gazières, telles que les réseaux de transport et de distribution, en veillant à leur utilisation non discriminatoire. De plus, elle encourage l'innovation et le développement durable en promouvant la consommation de biogaz. Enfin, la CRE conseille le gouvernement sur les politiques énergétiques, contribuant ainsi à la sécurité et à la stabilité de l'approvisionnement en gaz naturel.

Voici un schéma illustrant le fonctionnement du marché de gros du gaz naturel et les interactions entre les différents acteurs.

Comment les fournisseurs s’approvisionnent-ils « en gros » en gaz ?

On distingue deux modes d'approvisionnement en gaz sur le marché de gros :

Les contrats de gré à gré

Les contrats de gré à gré sont des contrats à long terme, d'une durée de 20 ou 30 ans généralement. En général, ce sont les contrats utilisés pour les importations de gaz de Russie, d'Algérie et de la Norvège, car ils permettent aux importateurs de sécuriser leurs approvisionnements sur plusieurs années, et aux exportateurs de sécuriser des débouchés sur une période suffisamment longue pour pouvoir réinvestir dans leur production.

Les contrats de gré à gré peuvent contenir des clauses « Take or Pay ». Cette clause exige que l'acheteur paie une quantité minimale de gaz, que le gaz soit enlevé ou non. D'autre part, le vendeur s'engage à livrer les volumes de gaz selon les échéances, peu importe les prix.

Les contrats intermédiés

Une autre manière de s'approvisionner en gros est le contrat intermédié, qui comprend la bourse (marché organisé) et les courtiers (contrats de gré à gré intermédiés). C'est à travers les contrats intermédiés que s'échangent les produits spots ou futurs que l'on explique plus haut.

C'est aussi le plus souvent le marché organisé qui est utilisé par les fournisseurs de gaz pour s'approvisionner en gaz, car ce type de contrat leur permet d'ajuster leur approvisionnement en fonction des besoins de leurs clients.