Un contrat à prix fixe protège du risque marché en internalisant ce risque dans le prix. Un contrat à formule indexée fait l'inverse : il expose le client au marché en échange d'un prix moyen statistiquement plus bas — la prime de risque que le fournisseur facture sur un fixe disparaît, remplacée par une variabilité que le client accepte.
Le choix entre fixe et indexé n'est pas un choix binaire : tout est dans la structure de la formule. Une formule indexée bien construite n'est ni un pari sur le marché ni un cadeau au fournisseur — c'est un alignement entre le profil de consommation du client, sa tolérance à la variabilité, et la liquidité réelle des indices choisis.
Cette page fait le tour des six indices marché qui couvrent 95 % des formules indexées B2B en France, en expliquant pour chacun : sa logique de cotation, son terrain naturel d'utilisation, et la façon dont il s'intègre dans une formule contractuelle.
Pourquoi six indices et pas un seul
Le réflexe commercial est de proposer une indexation sur un indice « de référence » (souvent EEX Cal+1 pour l'électricité). C'est efficace pour la pédagogie client mais réducteur dans la pratique.
Un site avec un profil de consommation lissé (bureau, tertiaire administratif) n'a pas la même exposition optimale qu'un site avec un profil très pointu (data center, frigorifique, fonderie). Un client qui consomme principalement la nuit ne devrait pas être indexé sur des indices de pointe. Un client gazier qui peut moduler ses volumes a intérêt à une indexation mensuelle, pas annuelle. Et un client industriel avec un pilotage actif peut tirer parti de combinaisons spot/forward que les formules standardisées ne capturent pas.
Le rôle du courtier est de croiser le profil de consommation et le portefeuille d'indices disponibles pour proposer une formule qui minimise le coût total attendu sans exposer le client à une volatilité inacceptable.
Indice #1 — EEX Cal+1 (la référence électricité annuelle)
L'EEX Cal+1 est le contrat futures « baseload » sur l'électricité de l'année calendaire suivante, coté à la European Energy Exchange de Leipzig. Pour 2026, le Cal+1 cote le prix d'un MWh d'électricité livré en continu (8 760 heures) sur toute l'année 2027.
C'est le plus liquide des contrats à terme électricité européens : volumes quotidiens dans les milliards d'euros, écart bid-ask serré, profondeur de marché qui permet de couvrir des positions importantes sans dériver le cours. Cette liquidité fait que la quasi-totalité des contrats indexés annuels en France utilisent l'EEX Cal+1 ou son équivalent local (Cal+1 France, coté EEX Power France).
Quand l'utiliser : formule indexée annuelle pour un site à profil lissé, contrat 12 mois ou 24 mois avec révision tarifaire trimestrielle ou semestrielle. C'est le terrain naturel des contrats B2B « indexés Cal » classiques.
Exemple de formule : Prix énergie = (EEX Cal+1 France moyen du trimestre N-1) + marge fournisseur + couverture profil. La marge fournisseur typique est de 2-4 €/MWh pour un site moyen. La couverture profil dépend de l'écart entre la consommation client et le profil baseload (voir indice #4).
Indice #2 — EEX Peak (la séparation pointe / hors-pointe)
L'EEX Peak est le pendant du Cal+1 pour les heures de pointe — typiquement 8h-20h en jours ouvrés. Sa cotation est plus élevée que le baseload (parfois +20 à +40 % selon les périodes de tension réseau), parce qu'elle reflète la demande peak qui mobilise les moyens de production les plus chers (cycle combiné gaz, pointe diesel).
Le complément du Peak est le Off-Peak, qui couvre les nuits et week-ends. L'écart Peak / Off-Peak, appelé spread peak, est l'un des indicateurs les plus suivis par les industriels avec capacité de pilotage horaire.
Quand l'utiliser : dès que le profil de consommation client est manifestement déséquilibré par rapport au baseload. Un data center qui consomme 90 % la nuit a tout intérêt à être indexé sur Off-Peak plutôt que sur Cal+1 baseload — son coût d'approvisionnement réel ressemble plus à du nocturne qu'à du mix moyen.
Exemple de formule : pour un site mixte avec 70 % en heures pleines et 30 % en heures creuses : Prix = 0,70 × EEX Peak Cal+1 + 0,30 × EEX Off-Peak Cal+1 + marge. Cette pondération aligne mieux le coût d'approvisionnement réel avec la facturation client que le baseload moyen.
Indice #3 — EPEX Spot (la flexibilité court terme)
L'EPEX Spot est le marché « day-ahead » : les prix sont fixés la veille pour le lendemain, heure par heure (24 cotations par jour, 8 760 par an). C'est le marché de référence pour la flexibilité, et le plus volatil — une vague de froid hivernale peut faire passer le spot de 80 €/MWh à 300 €/MWh en une journée.
Pour la grande majorité des sites B2B C5 et C4, l'indexation spot est trop volatile : un client qui voit sa facture varier de ±40 % d'un mois à l'autre n'accepte pas le modèle. Mais pour certains profils, le spot est l'option la plus rentable en moyenne sur 24 mois — typiquement les sites avec pilotage actif de la consommation (effacement, déplacement de charges, autoproduction).
Quand l'utiliser : sites avec capacité d'effacement contractualisée, sites industriels avec autoproduction couvrant les pointes spot, ou hedging partiel (par exemple 80 % du volume en Cal+1, 20 % en spot pour profiter des creux et lisser le coût total).
Exemple de formule : indexation partielle spot pour un site tertiaire avec 15 % de flexibilité de consommation : Prix = 85 % × EEX Cal+1 + 15 % × EPEX Spot mensuel moyen + marge ajustée. La part spot abaisse le coût moyen attendu de 2-5 % en contrepartie d'une variabilité mensuelle contrôlée.
Indice #4 — Le coefficient de profil (la friction réelle)
Ce n'est pas un indice à proprement parler, mais le facteur le plus mal compris des formules indexées. Le coefficient de profil mesure l'écart entre la consommation effective du client et le profil baseload sur lequel les indices Cal sont calculés.
Si un site consomme exactement 1 MW en continu 24h/24, son profil est à 100 % du baseload — il n'y a pas de couverture supplémentaire à facturer. Si le même site consomme 2 MW en pointe et 0,5 MW la nuit, le fournisseur doit acheter 2 MW de pointe (cher) et revendre les surplus nocturnes (à perte), ce qui se traduit par un coefficient de profil supérieur à 100 %.
Typiquement, les coefficients observés sont :
| Profil | Coefficient typique |
|---|---|
| Bureau tertiaire (8h-19h) | 105 à 115 % |
| Commerce avec ouverture étendue (7h-22h) | 108 à 118 % |
| Industrie 3×8 lissée | 98 à 103 % |
| Frigorifique / data center (24/24) | 95 à 102 % |
| Site avec très forte saisonnalité | 115 à 130 % |
Un courtier qui audite une formule indexée doit toujours vérifier le coefficient de profil appliqué dans le contrat — c'est souvent là que se cache la surfacturation. Un fournisseur peut afficher une marge énergie de 2 €/MWh très compétitive et compenser largement via un coefficient profil gonflé de 5 points.
Indice #5 — TTF Y+1 (la référence gaz européenne)
Pour le gaz, l'équivalent fonctionnel de l'EEX Cal+1 est le TTF (Title Transfer Facility), le hub gazier néerlandais qui s'est imposé comme la référence européenne. Le TTF Y+1 cote le prix d'un MWh de gaz livré en continu sur l'année calendaire suivante.
Le TTF a remplacé en pratique les indices nationaux (PEG en France, NCG en Allemagne, etc.) sur la majorité des contrats B2B. Sa liquidité est sans équivalent en Europe et il sert de benchmark pour les contrats à long terme. La crise énergétique de 2022 a montré sa volatilité extrême (passage de 25 €/MWh fin 2020 à 340 €/MWh en août 2022, retour à 30-40 €/MWh en 2025), mais a aussi confirmé son statut de référence : tous les acteurs s'y sont alignés.
Quand l'utiliser : formule indexée annuelle gaz pour à peu près tous les profils B2B sauf l'industriel très consommateur ou les contrats de moins d'un an. C'est le défaut raisonnable.
Exemple de formule : Prix gaz = TTF Y+1 moyen du trimestre N-1 + marge fournisseur + ATRT + ATRD. La marge typique gaz est de 1-3 €/MWh, l'ATRT et l'ATRD étant des pass-through réglementaires révisés annuellement par la CRE.
Indice #6 — TTF Month-ahead (la flexibilité gaz court terme)
Le TTF Month-ahead est l'équivalent gaz du marché spot, mais à un horizon mensuel : il cote chaque mois le prix du gaz livré le mois suivant. C'est plus court que le Y+1 (un an) mais plus long que le Day-ahead (un jour), ce qui le rend particulièrement adapté aux profils gaziers avec saisonnalité marquée.
Un site avec consommation principalement hivernale (chauffage) peut être indexé sur le Month-ahead pour profiter de la structure de prix saisonnière (gaz typiquement moins cher en été, plus cher en hiver). À condition de bien comprendre que la variabilité mensuelle peut être significative — en 2022, les écarts mois-à-mois ont dépassé 200 €/MWh.
Quand l'utiliser : sites gaziers à forte saisonnalité, contrats courts (3-12 mois), profils industriels avec pilotage des consommations selon le prix mensuel.
Exemple de formule mixte : Prix = 60 % × TTF Y+1 + 40 % × TTF Month-ahead du mois facturé + marge. Le 60 % stabilise le coût annuel, le 40 % capture la dynamique saisonnière. C'est une formule fréquente sur les contrats industriels gaz.
Choisir la bonne formule en 4 questions
Pour un client donné, les quatre questions qui structurent le choix de la formule sont :
- Quel est le profil de consommation ? Lissé / pointu / saisonnier / pilotable. Détermine la pertinence du Cal vs Peak vs Spot, et le coefficient de profil applicable.
- Quelle durée de contrat ? 12 mois → Cal+1 et indices courts. 24-36 mois → mix Cal+1/Cal+2 ou indexation glissante. Au-delà → indexation pluri-annuelle figée à la signature.
- Quelle tolérance à la variabilité ? Volatilité mensuelle acceptable : ±2 % → fixe. ±5 % → Cal+1. ±15 % → mix Cal et Month/Spot. ±30 %+ → spot pur, rare en B2B.
- Quel niveau de pilotage disponible côté client ? Pilotage actif (effacement, déplacement de charges) → indexation spot/Month bénéfique. Pas de pilotage → indexation forward standard.
Les trois pièges récurrents
1. La période de référence de la cotation
« Indexé sur EEX Cal+1 » ne signifie rien tant qu'on n'a pas précisé quelle moyenne sur quelle période. Moyenne arithmétique du trimestre ? Moyenne pondérée par volumes ? Dernier prix du mois précédent ? Le diable est dans cette précision et la même indexation peut donner des résultats très différents selon le calcul.
2. Les frais cachés derrière la marge énergie affichée
La marge énergie est souvent le seul chiffre négocié et affiché. Mais les vrais coûts pour le fournisseur sont marge + couverture profil + coût de portage + frais de courtage interne. Un fournisseur peut afficher 1,50 €/MWh de marge et facturer en réalité 4-5 €/MWh une fois tout reconsolidé. L'outil de vérification : compare deux factures réelles sur deux mois différents et reconstitue le calcul.
3. Les clauses de révision unilatérale
Certains contrats indexés permettent au fournisseur de réviser unilatéralement la marge en cours de contrat « en cas d'évolution significative des conditions de marché ». Cette clause vide complètement la garantie d'indexation et doit être systématiquement biffée ou bornée (révision plafonnée à X % par an, par exemple).
Pour aller plus loin
Pour les définitions précises des indices et des composantes tarifaires (PEG, TTF, EEX, Cal+1, ATRT, ATRD), consultez la page Taxes et tarifs de l'énergie du lexique.
Pour calculer la part TURPE / ATRT sur une facture C5, la calculatrice TURPE 7 est en accès libre. Et pour comprendre la décomposition complète d'une facture C5, notre article Comment lire une facture C5 reprend chaque ligne avec les ordres de grandeur.