Limiter l'écart de prix de gros et de détail ! L'« inversion des prix » double devient la norme ! Peut-on encore vendre l'électricité en 2026 ?

(来源：北极星电力市场网)

En 2026, la réforme du marché électrique en Chine est entrée dans une phase critique. Depuis la publication du document n°9 en septembre 2015, la libéralisation du côté de la vente d’électricité a donné naissance à des milliers de sociétés de vente d’électricité. Au début de la réforme, grâce aux bénéfices politiques et à une stratégie simple de « acheter bas, vendre haut », de nombreuses entreprises de vente d’électricité ont facilement réalisé des profits. Cependant, avec l’accélération de la construction d’un système de marché électrique unifié à l’échelle nationale, notamment la mise en service officielle ou la liquidation continue à long terme du marché de l’électricité au comptant dans plusieurs provinces, l’environnement de survie de l’industrie de la vente d’électricité a connu des changements radicaux.

(来源：北极星电力市场网 作者：姜江)

Depuis l’année dernière, plusieurs régions ont adopté des politiques limitant la différence entre prix de vente en gros et en détail, tout en sous-tendant un mécanisme complexe de transmission des coûts, ce qui a entraîné une multiplication des phénomènes de « inversion des prix de gros et de détail » dans de nombreuses localités. De plus, dans certains provinces, le prix d’achat d’électricité par l’intermédiaire du réseau électrique pour certains mois est inférieur au prix de vente en gros fixé par les entreprises de vente d’électricité. Ces entreprises font face à une crise de survie sans précédent : la situation de « multi-têtes » devient la norme, et le modèle commercial traditionnel basé sur la marge entre achat et vente est en voie de disparition. En regardant vers 2026, face à des règles de transaction de plus en plus complexes et à des marges bénéficiaires constamment comprimées, que peuvent encore faire les entreprises de vente d’électricité ? Où se trouve leur avenir ?

Limitation de la différence entre prix de gros et de détail et normalisation du « prix inversé »

Pour explorer l’avenir des entreprises de vente d’électricité, il faut d’abord clarifier les trois grands défis du secteur : premièrement, la restriction politique sur la différence entre prix de gros et de détail ; deuxièmement, la fréquence des inversions de prix dans le marché au comptant ; troisièmement, la pression exercée par le prix d’achat d’électricité par l’intermédiaire du réseau dans certaines provinces.

1. Renforcement de la régulation : restriction de la différence entre prix de gros et de détail

Ces dernières années, plusieurs autorités régionales ont explicitement limité la différence entre prix de gros et de détail dans leurs règles de marché ou leurs plans annuels de transaction. Certaines provinces ont directement fixé un plafond pour les frais de service de vente d’électricité, ou exigé que le ratio de marge soit précisé dans le contrat standard.

La logique derrière cette politique est claire. En tant qu’énergie de base, le prix de l’électricité influence directement le coût de production des nombreuses entreprises industrielles et commerciales. Pendant un certain temps, certaines entreprises de vente d’électricité ont profité d’asymétries d’information ou de failles dans les règles initiales du marché pour détourner les bénéfices de la baisse des prix, réalisant ainsi des profits excessifs. Limiter la différence entre prix de gros et de détail vise à réguler l’ordre du marché, à empêcher la spéculation excessive, et à faire en sorte que les bénéfices de la réforme du marché électrique profitent réellement aux utilisateurs finaux, tout en réduisant le coût énergétique pour la société.

Cependant, pour ces entreprises, cela signifie que « le plafond » est verrouillé. En fixant strictement la limite de profit, et avec la volatilité du marché de gros — notamment la première autorisation, après la publication du document n°136, d’un prix minimum négatif sur le marché au comptant — le risque de baisse n’a pas de « plancher » pour se protéger.

De plus, plusieurs régions ont commencé à divulguer des informations sur la transmission des prix entre le marché de détail et le marché de gros, notamment le classement par prix moyen de clôture de la facturation de détail, ou encore le classement par différence entre prix de gros et de détail. Ces opérations transparentes, semblables à des « classements rouges et noirs », exposent complètement la structure de profit jusque-là cachée, sous le regard des opérateurs et des régulateurs, réduisant encore plus l’espace pour que les entreprises de vente d’électricité profitent de l’asymétrie d’information.

2. Dépassement des coûts : inversion des prix de gros et de détail dans plusieurs régions

Si la restriction sur la différence entre prix de gros et de détail coupe la possibilité pour les entreprises de vente d’électricité de réaliser des marges excessives, l’« inversion des prix » constitue une menace directe à leur survie. L’inversion de prix se produit lorsque le coût d’achat global en gros d’une entreprise de vente d’électricité dépasse le prix de vente convenu avec le client final, ce qui entraîne des pertes croissantes à mesure que les volumes vendus augmentent.

En 2026, dès janvier, des phénomènes d’« inversion des prix » ont été observés dans les marchés électriques de l’Anhui, du Guangxi, du Guizhou, du Xinjiang et d’autres régions. La cause de cette inversion ne réside plus uniquement dans la fluctuation des prix de l’énergie, mais résulte de facteurs complexes superposés.

L’un des facteurs clés est la signature de contrats à prix très bas dans le cadre des « contrats à long terme » en 2026, souvent qualifiés de « contrats suicides ». Par exemple, dans la province du Guangdong, le prix moyen de transaction annuel s’établit à 372,14 centimes de yuan par kilowattheure, atteignant la limite inférieure, mais dans le marché de la signature de contrats de détail, diverses stratégies permettent de contourner cette limite, ce qui fait que le prix plancher est déjà dépassé.

D’un côté, des contrats à long terme à coût élevé, de l’autre, des contrats de détail à prix verrouillé très bas — cette structure asymétrique devient une véritable bombe à retardement pour les pertes.

3. Pression exercée par le prix d’achat d’électricité par l’intermédiaire du réseau

Outre l’inversion des prix, une autre pression fatale provient du prix d’achat d’électricité par l’intermédiaire du réseau dans certaines provinces, souvent inférieur au prix de vente en marché libre.

Selon la conception initiale, le prix d’achat d’électricité par l’intermédiaire du réseau devait refléter pleinement l’offre et la demande du marché, étant légèrement supérieur à la moyenne du marché, afin de donner un signal de prix incitant les entreprises industrielles et commerciales à participer activement au marché électrique. En pratique, en raison du décalage temporel dans le mécanisme de calcul, et du fait que dans certaines régions, le portefeuille d’achat inclut une quantité importante d’électricité à bas prix provenant de sources prioritaires, le coût global de l’électricité achetée par le réseau peut être inférieur au coût réel d’achat en gros par les entreprises de vente.

Ce phénomène est particulièrement marqué au début de 2026, ce qui constitue un coup dur pour les entreprises de vente d’électricité. Les utilisateurs finaux, très sensibles aux prix, réagissent fortement : s’ils découvrent que participer au marché de façon active leur coûte plus cher que de rester dans le cadre de l’achat via le réseau, ils seront enclins à attendre, à résilier ou à se retirer du marché.

Pour conserver leurs clients et leur part de marché, ces entreprises sont souvent contraintes de réduire leurs prix, voire de signer des clauses de « prix d’achat par l’intermédiaire du réseau inférieur ou égal » dans leurs contrats. Selon des sources, certaines entreprises ont même lancé des slogans comme « prix de signature toujours 2 fen inférieurs à celui de l’achat par le réseau ». Cela oblige ces entreprises, lorsque leurs coûts de gros sont élevés, à aligner leur prix de détail sur des prix non totalement liés au marché, ce qui accroît leur déficit et transforme leur activité en une opération où elles « subventionnent » leurs clients avec leur propre argent.

Caractéristiques clés du marché électrique en 2026 et nouvelles variables

Pour répondre à la question « Que peuvent encore faire les entreprises de vente d’électricité ? », il faut comprendre en profondeur les tendances et la logique sous-jacente du marché électrique chinois en 2026 et au-delà.

1. Fusion profonde du marché de l’électricité verte, des certificats verts et du marché du carbone

Avec la progression de la gouvernance climatique mondiale, notamment la mise en œuvre concrète de mécanismes comme le CBAM (tarif carbone aux frontières de l’UE), la demande de sources d’énergie verte explose, tant pour les entreprises exportatrices que pour les multinationales ayant des exigences de réduction d’émissions dans leur chaîne d’approvisionnement. En 2026, le commerce de l’électricité verte et des certificats verts est devenu une composante essentielle du marché électrique. Parallèlement, la couverture du marché national d’échange de quotas d’émission de carbone s’étend continuellement. Les marchés de l’électricité, des certificats verts et du carbone interagissent de façon complexe. Pour les entreprises de vente d’électricité, cela représente non seulement une augmentation des coûts, mais aussi une nouvelle opportunité de croissance commerciale.

2. La demande extrême de flexibilité dans le nouveau système électrique

Dans un contexte d’intégration massive des énergies renouvelables, notamment l’éolien et le solaire, leur dépendance aux conditions météorologiques rend la maintien de l’équilibre instantané entre offre et demande très difficile. La nécessité de ressources flexibles de régulation atteint un niveau sans précédent. Sur le côté de l’offre, la transformation de la flexibilité des centrales thermiques et le stockage par pompage sont essentiels ; du côté de la demande, les « centrales virtuelles », la réponse à la demande, et les nouveaux modèles de stockage côté utilisateur se développent en boucle fermée. Les règles du marché en 2026 encouragent et orientent davantage la participation des ressources du côté de la demande à la régulation du système via des mécanismes de marché, permettant aux acteurs de tirer des bénéfices économiques de cette participation.

3. Standardisation et interconnexion des forfaits de vente au détail

Pour prévenir les risques de marché, les régulateurs encouragent la transition du modèle « prix fixe » vers un « mécanisme de liaison » dans la vente au détail. De plus en plus de provinces proposent des contrats de vente intégrant des clauses de liaison avec le prix au comptant. Cela signifie que le prix de vente au détail ne sera plus fixe, mais fluctuera en fonction des signaux de prix du marché de gros. Cette évolution permet non seulement d’orienter la consommation électrique des utilisateurs, mais aussi de transférer une partie des risques systémiques aux consommateurs, dans une logique de gestion des risques.

Voies de sortie : trajectoire de transformation des entreprises de vente d’électricité en 2026

Face à la triple pression de « restriction de la différence de prix », « inversion des prix au comptant » et « inversion du prix d’achat par l’intermédiaire du réseau », les entreprises traditionnelles de vente d’électricité, souvent qualifiées de « revendeurs », seront inévitablement éliminées du marché. En 2026, ces entreprises doivent opérer une transformation radicale, passant d’un modèle basé sur la marge entre achat et vente à un modèle axé sur la technologie et les services. Voici quelques pistes et orientations possibles pour leur transformation.

1. Transition vers un opérateur technico-commercial : établir un système de gestion des risques et de quantification avancé

Logique centrale : puisque la marge est limitée et le risque amplifié, le futur profit réside dans la prévision précise du marché et la couverture rigoureuse des risques.

Renforcer la capacité de prévision : cela inclut une surveillance complète de l’économie macro, des données météorologiques (notamment pour les grands événements climatiques extrêmes), des prix des combustibles, et de l’état du réseau, afin de prévoir avec précision le prix d’équilibre du marché de gros. Par ailleurs, il faut modéliser en profondeur la courbe de charge des clients, pour anticiper leur comportement électrique.

Optimiser le portefeuille de transactions : maîtriser l’utilisation de contrats à moyen et long terme (annuels, mensuels, décennaux) et des produits du marché au comptant. Dans les zones pilotes autorisant la négociation de dérivés électriques, utiliser activement des instruments comme les contrats de différence (CfD) pour couvrir les risques de prix.

Construire un modèle de gestion des risques : définir des limites d’exposition strictes, des seuils de stop-loss et des objectifs de profit. Avant chaque signature de contrat de vente au détail, effectuer un test de stress via le modèle de gestion des risques, et rejeter fermement les contrats « toxiques » dont la rentabilité ne couvre pas le risque.

2. Transition vers un opérateur de regroupement de charges (centrale virtuelle) : exploiter la flexibilité de la demande

Logique centrale : dans un nouveau système électrique, « l’électricité inutilisée » a plus de valeur que « l’électricité produite ». La proximité avec le client permet à la société de vente d’électricité de devenir un organisateur de charges dispersées.

En 2026, la centrale virtuelle devient une réalité opérationnelle. Les entreprises de vente d’électricité doivent solliciter leur statut de regroupement de charges, en agrégeant la demande ajustable de leurs clients (climatisation centrale, entrepôts frigorifiques, lignes de production industrielles), ainsi que des ressources distribuées comme le photovoltaïque, le stockage côté utilisateur, ou encore les bornes de recharge de véhicules électriques.

Participer aux marchés de services auxiliaires : en contrôlant la demande des clients lors des pics de consommation ou en la stimulant lors des creux, elles peuvent participer aux marchés de régulation, de fréquence, et obtenir des rémunérations substantielles.

Arbitrage sur le marché au comptant : en utilisant les signaux de prix, guider le stockage d’énergie ou la production lors des périodes de prix très bas ou négatifs, et réduire ou décharger la demande lors des pics de prix. En modifiant la courbe de consommation, réduire considérablement le coût électrique ou même réaliser des profits inversés. Les entreprises de vente d’électricité peuvent partager ces gains avec leurs clients, renforçant ainsi leur fidélité.

3. Transition vers un fournisseur de services énergétiques intégrés et gestionnaire d’actifs carbone : offrir une solution globale verte

Logique centrale : la demande des clients industriels et commerciaux évolue d’un simple « achat d’électricité bon marché » vers une gestion énergétique globale « sûre, verte et bas carbone ».

Face à la limitation des marges, les entreprises de vente d’électricité doivent étendre leur chaîne de services pour découvrir de nouvelles sources de profit.

Faciliter le commerce de l’électricité verte et des certificats verts : en utilisant leur expertise, aider les entreprises ayant des besoins en énergie verte (notamment exportatrices et multinationales) à trouver des sources d’électricité verte adaptées, à élaborer des stratégies d’achat optimales de certificats verts, et à satisfaire leurs exigences ESG et de réduction d’empreinte carbone.

Services de gestion carbone : fournir des services de bilan carbone, de comptabilisation, aider les entreprises à participer au marché national de quotas d’émission, et gérer leurs obligations en matière de crédits carbone.

Micro-réseaux et rénovation énergétique intégrée : offrir des services d’efficacité énergétique, d’investissement, de construction et d’exploitation de systèmes photovoltaïques distribués et de stockage pour les entreprises à forte consommation, via des contrats de gestion énergétique (EMC). En aidant à réduire la consommation absolue, les entreprises de vente d’électricité partagent les bénéfices de l’économie d’énergie.

4. Opérationnalisation fine de la gestion client : rénover le modèle de contrat de vente au détail

Logique centrale : rompre avec le modèle simpliste d’un prix unique pour tous, en partageant risques et bénéfices.

Face à un marché complexe et volatile, les entreprises de vente d’électricité ne peuvent plus supporter seules toutes les fluctuations. Elles doivent concevoir des forfaits sophistiqués, transférant une partie du risque aux clients tout en les incitant à optimiser leur comportement électrique.

Proposer des forfaits liés au marché au comptant : abandonner les contrats à prix fixe avec garanties. Selon la caractéristique de charge et la capacité de gestion du risque de chaque client, concevoir des forfaits avec différents degrés de liaison au prix au comptant. Par exemple, pour les industriels capables d’ajuster leur consommation, proposer des prix fortement liés aux fluctuations du marché au comptant, pour encourager la gestion de la demande ; pour les clients plus prudents, appliquer des frais fixes plus élevés pour couvrir le risque.

Réaliser un profilage précis des clients : tous ne sont pas de bons clients. Il faut classer et gérer selon leur solvabilité, stabilité de charge, taille et potentiel d’ajustement. Abandonner résolument les clients à faible qualité, qui ne cherchent qu’à profiter du prix bas sans participation à la gestion de la demande, et concentrer les ressources sur les clients à fort potentiel, pour une relation gagnant-gagnant.

Conclusion

La limitation de la différence entre prix de gros et de détail, ainsi que la normalisation du « prix inversé », ne constituent pas un recul de la réforme du marché électrique, mais plutôt une étape nécessaire vers la maturité et la régulation renforcée. Elles annoncent la fin de l’ère de la « croissance sauvage » et du « profit facile » dans le secteur de la vente d’électricité.

En 2026 et au-delà, la complexité du marché ne fera qu’augmenter. Pour les entreprises de vente d’électricité, cela représente à la fois une élimination brutale et une opportunité de transformation radicale. Le marché futur ne sera plus celui des simples « revendeurs », mais celui des fournisseurs d’énergie intégrés, dotés de compétences en analyse de données, en gestion financière et en intégration des ressources physiques et numériques.

Que peuvent encore faire les entreprises de vente d’électricité ? La réponse est oui, elles ont un grand potentiel.

Mais à condition qu’elles affrontent la réalité, abandonnent l’illusion des profits excessifs passés, et s’engagent résolument dans une transformation vers la spécialisation, la technologie et le service. Ceux qui réussiront cette mutation en premier auront une longueur d’avance dans le nouvel océan bleu du système électrique de plusieurs billions de yuans à venir.