Comment lire le cours du gaz sur le PEG
À retenir · marché de gros
Le marché à terme cote des livraisons futures sur un mois (Month Ahead), un trimestre (Quarter Ahead) ou une année calendaire (Year Ahead). Les prix évoluent à chaque séance.
La CRE pondère le produit mensuel à 80 % et le trimestriel à 20 % pour le poste approvisionnement du Prix Repère mensuel du gaz.
La fusion des anciennes zones Nord et Sud en Trading Region France a unifié la cotation et rapproché les prix français du hub néerlandais de référence, le TTF.
Quand un produit ne figure pas dans les tableaux, c'est qu'il n'a pas été négocié ce jour-là sur le marché : aucune cotation n'est alors disponible.
Les données de marché affichées sont à jour au 4 septembre 2026. Par défaut, les prix affichés sur cette page sont exprimés en euros par mégawattheure (€/MWh).
Les prix du gaz sur le cours PEG à terme en temps réel
Sur le marché PEG à terme, les acheteurs et vendeurs s'échangent trois types de produits, qui correspondent aux échéances de livraison de moyen et long termes : sur un mois, un trimestre ou une année déterminée. Ces prix évoluent tous les jours.
Lorsqu'une échéance est absente des tableaux présents sur cette page, cela signifie que le produit n'a pas été échangé ce jour-là sur le marché.
Cotations EEX PEG du 4 septembre 2026. Évolution calculée par rapport à la cotation de clôture précédente.
Les produits mensuels (Month Ahead)
Le prix PEG des contrats mensuels reflète les mouvements de prix sur le marché de gros du gaz naturel pour une livraison sur un mois donné. Les acheteurs de ces contrats (fournisseurs et négociants) achètent du gaz à un prix déterminé par la moyenne des prix sur le marché du PEG pour le mois concerné.
Au 4 septembre 2026, le prix du gaz pour une livraison en octobre 2026 (Month Ahead) s'établit à 71,28 €/MWh.
Ce tarif M+1 sert de référence aux acteurs du marché, car il reflète les anticipations d'offre et de demande à court terme. Les contrats Month Ahead offrent plus de flexibilité que les contrats à plus long terme : ils permettent aux fournisseurs d'ajuster leurs volumes au plus près de la consommation attendue. En contrepartie, ils sont davantage soumis à la volatilité des prix.
Cotations du PEG pour les échéances mensuelles à venir
Source : EEX PEG · cotation du 4 septembre 2026 (clôture de la veille).
| Mois de livraison | Montant de l'achat |
|---|---|
| Octobre 2026 | 71,28 €/MWh+0,5 % |
| Novembre 2026 | 70,34 €/MWh+0,4 % |
| Décembre 2026 | 70,36 €/MWh+0,6 % |
| Janvier 2027 | 69,99 €/MWh+0,1 % |
| Février 2027 | 69,65 €/MWh+0,9 % |
| Mars 2027 | 65,83 €/MWh+0,9 % |
| Avril 2027 | 53,16 €/MWh0,0 % |
Source : EEX PEG, cotation à la clôture de la veille. Le delta indique l'évolution par rapport à la séance précédente.
L'évolution des dernières cotations pour les mois à venir
L'évolution mensuelle des prix pour octobre 2026 au cours des derniers mois montre des fluctuations notables : le prix moyen le plus bas a été enregistré en avril 2026 à 43,38 €/MWh, et le plus haut en septembre 2026 à 71,59 €/MWh.
Évolution du prix moyen des contrats mensuels des prochains mois
Sur les six derniers mois · source EEX PEG et graphique JeChange.
Les produits trimestriels (Quarter Ahead)
Les contrats Q+1 correspondent aux cotations pour le trimestre suivant, désigné par le terme anglais « Quarter Ahead ». Ils offrent une certaine stabilité à l'acheteur car ils permettent de figer le prix sur une période de trois mois, garantissant une exposition aux fluctuations moindre qu'avec les contrats mensuels.
Au 4 septembre 2026, le prix du gaz pour le prochain trimestre, à savoir 4ème trimestre 2026, est de 70,66 €/MWh. Ce chiffre fournit un indicateur précieux sur les attentes du marché pour le trimestre à venir.
Cotations du PEG pour les échéances trimestrielles à venir
Source : EEX PEG · cotation du 4 septembre 2026 (clôture de la veille).
| Trimestre de livraison | Montant de l'achat |
|---|---|
| 4ème trimestre 2026 | 70,66 €/MWh+0,5 % |
| 1er trimestre 2027 | 68,45 €/MWh+0,6 % |
| 2ème trimestre 2027 | 49,33 €/MWh0,0 % |
| 3ème trimestre 2027 | 46,23 €/MWh+0,1 % |
| 4ème trimestre 2027 | 45,21 €/MWh+0,1 % |
| 1er trimestre 2028 | 42,89 €/MWh+0,1 % |
| 2ème trimestre 2028 | 32,05 €/MWh-1,2 % |
Source : EEX PEG, cotation à la clôture de la veille. Le delta indique l'évolution par rapport à la séance précédente.
L'évolution des dernières cotations pour les trimestres à venir
Les données historiques du marché trimestriel pour 4ème trimestre 2026 révèlent que le prix moyen le plus bas a été observé en décembre 2025 à 25,86 €/MWh, et le plus haut en septembre 2026 à 70,90 €/MWh.
Évolution du prix moyen des contrats trimestriels à venir
Depuis le début de l'année · source EEX PEG et graphique JeChange.
Les produits annuels (Year Ahead)
Les contrats Y+1 correspondent aux cotations pour l'année suivante, également appelés « Year Ahead ». Ils sont cruciaux pour la planification énergétique et budgétaire à long terme et permettent une gestion du risque à plus longue échéance, au prix d'une analyse attentive des tendances de marché.
Au 4 septembre 2026, le prix du gaz pour l'année prochaine (Année 2027) est fixé à 52,23 €/MWh.
Cotations du PEG pour les échéances annuelles à venir
Source : EEX PEG · cotation du 4 septembre 2026 (clôture de la veille).
| Année de livraison | Montant de l'achat |
|---|---|
| Année 2027 | 52,23 €/MWh+0,2 % |
| Année 2028 | 33,90 €/MWh-0,8 % |
| Année 2029 | 27,23 €/MWh+0,1 % |
| Année 2030 | 24,03 €/MWh-0,9 % |
| Année 2031 | 23,68 €/MWh+0,2 % |
| Année 2032 | 23,50 €/MWh+0,2 % |
Source : EEX PEG, cotation à la clôture de la veille. Le delta indique l'évolution par rapport à la séance précédente. Les échéances les plus lointaines présentent une liquidité plus faible.
L'évolution des dernières cotations pour les années à venir
L'historique des cotations annuelles pour Année 2027 révèle que le prix moyen le plus bas a été atteint en décembre 2025 à 24,53 €/MWh, et le plus haut en septembre 2026 à 52,25 €/MWh.
Évolution du prix moyen des contrats annuels à venir
Depuis le début de l'année · source EEX PEG et graphique JeChange.
L'impact du prix PEG sur le prix du gaz payé par les Français
Le prix PEG est un indicateur clé du coût d'approvisionnement en gaz naturel en France. Une hausse du PEG augmente le coût d'achat pour les fournisseurs qui s'approvisionnent en bourse plutôt qu'en contrats directs, hausse naturellement répercutée sur le prix facturé aux consommateurs. Selon qu'un fournisseur achète au bon moment ou non, il proposera des tarifs plus ou moins intéressants.
Concrètement, la Commission de Régulation de l'Énergie pondère chaque mois le produit PEG mensuel à 80 % et le produit PEG trimestriel à 20 % pour le poste d'approvisionnement de la formule du Prix Repère du gaz, la référence du prix du gaz en France.
Offre indexée ou prix bloqué : quel choix selon le PEG ?
Beaucoup de fournisseurs commercialisent des offres directement indexées sur le Prix Repère, et certaines sont indexées sur le prix PEG lui-même. Selon l'orientation du PEG à court terme, une offre indexée sur le marché peut être avantageuse en phase de baisse ; en période de hausse, une offre à prix bloqué protège mieux votre budget contre la volatilité.
Notons que le prix final payé par les consommateurs de gaz ne se limite pas au coût de l'énergie : il intègre aussi les coûts de transport, de distribution et de stockage, les coûts de commercialisation des fournisseurs et les taxes prélevées pour l'État et les retraités des anciennes industries gazières publiques.
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Le fonctionnement du marché PEG
Le Point d'Échange de Gaz est un marché central pour l'échange de gaz naturel en France. Il reflète les conditions d'offre et de demande à l'échelle nationale et internationale, permet une intégration efficace avec le marché européen et ajuste dynamiquement prix et flux de gaz selon les conditions du marché.
Comme pour l'électricité, la bourse du gaz, gérée par EEX, se divise en deux segments : le marché spot et le marché à terme, tous deux liés au PEG.
Le marché spot
Échanges pour des livraisons très proches : day-ahead (le lendemain), within-day (ajustement en temps réel) et week-end. Il sert surtout à ajuster les positions des fournisseurs ; il est rare de s'y fournir à 100 % car il est destiné aux derniers ajustements.
Le marché à terme (futures)
Négociation de contrats pour des livraisons futures, du mois à l'année. Les fournisseurs y sécurisent leurs approvisionnements sur des horizons plus longs et prévisibles. En parallèle, des contrats forwards de gré à gré couvrent des durées très longues (20 à 30 ans).
Une seule zone de marché : le TRF
Le TRF (Trading Region France) est l'unique zone de marché du PEG en France, gérée comme pour l'électricité par EEX. Le PEG joue un rôle comparable au TTF néerlandais et au NBP britannique : ces hubs sont profondément interconnectés, par les infrastructures de transport comme par les échanges de gaz naturel liquéfié.
Une place de marché virtuelle
Le PEG est avant tout une place de marché virtuelle où producteurs, grossistes, fournisseurs et autres acteurs majeurs achètent et vendent du gaz naturel. Cette plateforme centralise les transactions et fournit la transparence à laquelle les marchés financiers s'alignent. Son interface électronique permet une réactivité et une efficacité élevées, du court terme à la planification de long terme.
Le marché français du PEG est relié au TTF par les infrastructures de transport mais aussi par les échanges de GNL. Le gaz acheminé par gazoduc est directement affecté par les fluctuations du TTF, tandis que le GNL, transporté par voie maritime, reste davantage sensible aux conditions du marché mondial.
Ce qui détermine le prix du gaz sur le PEG
Le prix du gaz sur le PEG est directement influencé par la loi de l'offre et de la demande. Plusieurs facteurs contribuent à cet équilibre :
- la demande en gaz des industriels et la météo : un hiver doux réduit la consommation et fait baisser les prix, un hiver froid les fait grimper ;
- le coût du gaz naturel liquéfié, plus cher que le gaz transporté par gazoduc ;
- les niveaux de stockage de gaz et les tensions géopolitiques, qui peuvent faire monter rapidement les prix ;
- le coût du CO₂ sur le marché des quotas d'émissions (EU ETS), qui renchérit les centrales à gaz ;
- le taux de change euro/dollar, les contrats d'approvisionnement étant souvent libellés en dollars ;
- les prix sur les autres marchés européens (TTF en tête) et le cours du pétrole, corrélé à celui du gaz.
Le rôle des gestionnaires de réseaux
Les opérateurs de réseaux comme NaTran et Teréga gèrent le flux physique du gaz sur des milliers de kilomètres de gazoducs, les installations de stockage et les réseaux de distribution jusqu'au consommateur final. Ils garantissent que le gaz vendu sur le PEG atteint effectivement les utilisateurs finaux, de manière transparente et sûre.
L'évolution de l'indice PEG ces dernières années
Le record historique du PEG a été atteint en août 2022, avec un prix du MWh de 170,36 €, au plus fort de la crise énergétique. Depuis, le marché a connu une décrue marquée. Retour sur les grands mouvements observés année par année.
Prix du gaz naturel sur le marché de gros PEG à M+1 (Point d'échange Gaz)
Prix relevés en juillet 2026 - Graphique: Selectra - Source: CNR
2024
Le retour à un équilibre plus stable
En 2024, le prix moyen du gaz sur le marché PEG a atteint 34,07 €/MWh, en recul de 15 % par rapport à 2023, poursuivant la décrue amorcée après le pic de 2022. Cette tendance reflète un retour à un équilibre plus stable entre l'offre et la demande, ainsi que l'effet des politiques européennes de diversification, avec une hausse durable des volumes de GNL importés.
Côté consommation, plusieurs facteurs ont modéré la demande : mesures de sobriété énergétique, progression continue de la production électrique renouvelable et conditions climatiques globalement tempérées. L'année a suivi une trajectoire en U : chute des cours au printemps et en été, puis remontée en fin d'année sous l'effet des besoins de chauffage, mettant en lumière la forte sensibilité des prix PEG aux dynamiques saisonnières et géopolitiques.
2023
Le repli après la crise
Le prix moyen PEG a reculé de 60 % par rapport à l'année précédente, à 38,8 €/MWh en moyenne, grâce à un approvisionnement en GNL plus abondant, des niveaux de stockage élevés et une demande modérée. Un pic a été observé en janvier 2023, à 67 €/MWh, avant une stabilisation sous les 40 €/MWh, et un point bas à 22 €/MWh en juin 2023.
Stabilisation des flux et montée du GNL
L'Europe a maintenu une faible dépendance au gaz russe. Le recours au GNL maritime et les importations norvégiennes ont joué un rôle central. En 2023, le GNL représentait 52 % de l'approvisionnement français, les gazoducs 48 %, les États-Unis s'imposant comme principal fournisseur de GNL (41 % des importations).
Stockages et consommation
En novembre 2023, les stockages français étaient remplis à 99,8 %. La consommation de gaz a baissé de 13 % sur l'année, et les volumes échangés sur le marché de gros ont progressé de 33 % par rapport à 2022. Le prix moyen du contrat PEG day-ahead s'est stabilisé à 38,8 €/MWh, proche du TTF néerlandais.
2022
L'année des records
En 2022, les contrats quotidiens du PEG ont atteint des niveaux jamais vus. La moyenne annuelle des prix quotidiens a grimpé de 111 %, à 98,1 €/MWh, soit plus du double de 2021 (46,5 €/MWh) et cinq fois la moyenne historique (autour de 20 €/MWh). Un pic a été atteint le 7 mars 2022 à 213,4 €/MWh, puis un nouveau record le 29 août 2022 à 227,5 €/MWh.
Diminution des flux russes et hausse du GNL
Les flux de gaz russe ont chuté de 50 % : la part du gaz russe est tombée de 33 % à 18 % des importations. Pour compenser, l'Europe a doublé ses importations de GNL (36 % de l'approvisionnement), la Norvège fournissant 33 % des importations. Le contrat PEG front-month a culminé à 244 €/MWh le 26 août 2022.
La tendance haussière a été soutenue par les réductions de capacité du gazoduc Nord Stream et par une sécheresse affectant l'hydroélectricité européenne, avant une détente en fin d'année grâce au remplissage des stockages.
2021
La flambée post-Covid
En 2021, les valeurs du gaz sur le marché européen ont enregistré une hausse exceptionnelle de +398 % par rapport à l'année précédente, à 46,4 €/MWh en moyenne, en réaction directe aux variations des flux russes. Le contrat mensuel a enregistré un record à 21,9 €/MWh en janvier 2021, sans atteindre les tarifs asiatiques (plus de 85 €/MWh pour le GNL).
Pour le PEG day-ahead, le pic le plus notable a été atteint le 21 décembre 2021 à 183 €/MWh. Le maintien d'un stockage modeste, le ralentissement des approvisionnements de Gazprom et la concurrence Europe-Asie pour le GNL ont alimenté la montée continue des prix, avec une volatilité record en fin d'année (premier pic au day-ahead à 114 €/MWh le 5 octobre).
2020
Le creux de la crise sanitaire
Le prix moyen du PEG Spot a été de 9,3 €/MWh, soit -31 % par rapport à 2019 ; le PEG calendaire moyen de 13,4 €/MWh (-27 %). La pandémie a fait chuter la demande : le PEG day-ahead a plongé sous 8 €/MWh pendant plusieurs mois, atteignant même 2,9 €/MWh fin mai 2020.
La fin d'année a vu un rebond, stimulé par un hiver froid en Asie et un pic de 33,9 €/MWh pour le GNL le 17 décembre. Le marché spot français s'est avéré le plus compétitif d'Europe en 2020, légèrement inférieur au TTF néerlandais, confirmant la forte corrélation entre les deux marchés.
L'évolution du marché PEG en France
Depuis son instauration, le Point d'Échange de Gaz est devenu un pivot essentiel de l'écosystème énergétique français. Il s'est adapté aux changements législatifs, économiques et environnementaux, tout en jouant un rôle dans l'harmonisation du marché du gaz au niveau européen.
Création et expansion du marché
Le PEG a été créé pour soutenir la libéralisation du marché du gaz et augmenter sa liquidité. D'abord structuré en plusieurs zones régionales, il a progressivement fusionné : depuis 2018, la Trading Region France a regroupé l'ancien découpage Nord/Sud en un PEG national unique.
Réforme et régulation
L'intervention de la Commission de Régulation de l'Énergie, alignée sur la politique européenne, a renforcé les règles du marché pour promouvoir la concurrence, la transparence et l'accès équitable. Des mécanismes d'accès régulé aux infrastructures ont ouvert le marché à de nouveaux entrants.
Libéralisation et concurrence
La libéralisation du marché du gaz en 2007 a conduit à la fin des monopoles et à l'introduction de la concurrence. La diversification des fournisseurs a favorisé des offres variées, une baisse des prix et une meilleure résilience du marché.
Intégration européenne
Le PEG est interconnecté avec les autres marchés gaziers européens, ce qui aligne les prix français sur ceux de ses voisins. Cette intégration vise un marché unique du gaz en Europe, garantissant la sécurité de l'approvisionnement et la solidarité entre États membres en cas de crise.
Défis et perspectives
Le PEG fait face à l'intégration des énergies renouvelables, qui peut réduire la demande de gaz, et à la volatilité des prix mondiaux. Son avenir dépendra de sa capacité à s'adapter tout en soutenant les objectifs de transition énergétique du pays.
Questions fréquentes sur le prix PEG du gaz
Pour aller plus loin