Marché énergie B2B France : post-ARENH, VNU/CAPN/CPN, fournisseurs CRE, pricing (fixe/indexé/spot/TRVE), EPEX Spot, mécanisme capacité, forward, NEBCO, flexibilité, PPA, CEE P5/P6, structure marché de gros, responsable d'équilibre. Utiliser ce skill dès qu'il est question de prix énergie, achats, fournisseurs, contrats B2B, stratégie d'achat, marché spot, ARENH, VNU, TRVE, comparaison offres, NEBCO, forward, ou tout fonctionnement du marché électricité/gaz France.
| Contexte | Fichier |
|---|---|
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| Acteur | Rôle | Exemples |
|---|---|---|
| Producteur | Génère kWh (nucléaire, ENR, thermique) | EDF, Engie, TotalEnergies, CNR |
| Fournisseur | Achète en gros, vend au détail B2B/B2C | EDF Entreprises, Engie Pro, Alpiq |
| Responsable d'Équilibre (RE) | Garantit l'équilibre injection=soutirage | Chaque fournisseur ou délégué |
| Agrégateur | Valorise flexibilité (effacement, ENR) | Voltalis, Energy Pool, Enel X |
| Courtier | Intermédiation AO, pas de fourniture | Selectra, Opera Energie, CWape |
| GRD/GRT | Réseau (Enedis/RTE élec, GRDF/GRTgaz) | Enedis, RTE, GRDF, Teréga |
ARENH (42 €/MWh, 100 TWh/an) terminé 31/12/2025. Remplacé par le mécanisme VNU (Vente au prix Nucléaire régUlé) :
Uniquement ≤36kVA (C5) et micro-entreprises ≤10 salariés. Fournisseur: EDF uniquement. Composition TRVE: fourniture (~35-40%) + TURPE (~30%) + taxes (~25%) + marge (~5%). TRVE août 2025 : ~0.2516 €/kWh TTC Base, ~0.2068/0.2776 €/kWh HC/HP (estimé post-TURPE 7). Évolution : fixé semestriellement par CRE (fév + août), bouclier tarifaire terminé fin 2024.
| Modèle | Risque client | Adapté à | Horizon |
|---|---|---|---|
| FIXE | Nul (prix garanti) | Budget prévisible, PME | 1-3 ans |
| FIXE_HOROSAISONNIER | Faible (prix par période) | Sites avec profil HP/HC marqué | 1-3 ans |
| FIXE_HORS_ACHEMINEMENT | Faible (fourniture fixe, TURPE régulé) | Standard grands comptes | 1-3 ans |
| INDEXE_SPOT | Élevé (exposition marché) | Flexibles, gros volumes | 1 an renouvelable |
| INDEXE_TRVE | Moyen (suit régulation) | Petits sites C5 | Variable |
| INDEXE_FORWARD | Moyen (suit Cal Y+1) | Hedging progressif | 1-3 ans |
| CLICK_AND_FIX | Variable (lissage) | Portefeuilles multi-sites | 1-3 ans, fixations partielles |
Spot : Day-ahead (EPEX Spot, enchères 12h J-1), Intraday (continu, jusqu'à 5min avant). Forward : Month+1, Quarter+1, Calendar Y+1/Y+2/Y+3 (EEX, ICE). Peak/Baseload : Base = 24/7, Peak = 8h-20h lun-ven.
Statistiques EPEX 2025 : 513h prix négatifs, 1807h ≥100€/MWh. Volatilité record liée ENR intermittence. HC méridiennes 11h-14h : creux de prix solaire, CRE 2026-33 crée nouvelle fenêtre.
Obligation : chaque fournisseur doit détenir des certificats de capacité (garanties MW) proportionnels à la consommation de ses clients en période de pointe.
Mécanisme obligataire : fournisseurs (obligés) doivent financer des actions d'économie d'énergie.
EDF Entreprises, ENGIE Pro, TotalEnergies, Alpiq, OHM Énergie, Vattenfall, Mint Énergie, Ekwateur, La Bellenergie, Alterna, Octopus Energy, ilek, Dyneff, GreenYellow, jpme.
Parts de marché B2B (CRE T4 2025) : EDF ~65%, Engie ~12%, TotalEnergies ~8%, alternatifs ~15%.
| Stratégie | Description | Profil client |
|---|---|---|
| Budget certain | 100% fixe, 1-3 ans | PME, budget contraint |
| Spot opportuniste | 100% indexé spot | Industriels flexibles |
| Hybride 70/30 | 70% fixe + 30% spot | Équilibre risque/opportunité |
| Click & Fix | Fixations progressives sur Cal Y+1 | Gros portefeuilles |
| PPA + complément | Portion ENR long terme + marché | Objectifs RSE/CSRD |
| Collar | Plancher + plafond, prime | Maîtrise budget max |
| Groupement d'achat | UGAP, CoopEnergie | Collectivités, mutualisé |