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MistralAprès les fortes tensions liées à la crise énergétique de 2022, le marché de l’électricité aborde 2026 dans une phase de normalisation progressive. Le redressement du parc nucléaire français, la montée en puissance des énergies renouvelables et un environnement gazier plus détendu ont permis un net repli des prix, malgré une volatilité toujours alimentée par la météo et le contexte géopolitique. Découvrez l’évolution des prix de l’électricité, les dynamiques du marché et les perspectives à venir.
L’essentiel de l’actualité de l’électricité – Juin 2026
A retenir :
- Le marché de gros journalier (spot) connaît une hausse. Le prix moyen français s’établit à 128,00 €/MWh le 15 juin, ce qui marque une forte augmentation de 81,8 % par rapport à la veille.
- La courbe à terme (baseload) reste solidement ancrée. Le contrat CAL27 se négocie à 57,78 €/MWh, confirmant l’intégration d’une prime de risque structurelle par les acteurs du marché, malgré l’annonce de l’accord de paix au Moyen-Orient.
- Le Japon confirme un vaste plan de relance nucléaire. Le pays prévoit de remplacer jusqu’à 14 réacteurs d’ici 2050 pour doubler la part de l’atome dans son mix énergétique.
- Le Royaume-Uni accélère sa transition verte. Le pays accorde des raccordements à plus de 700 projets dans le cadre d’un nouveau système visant à attirer 40 milliards de livres d’investissements annuels.
Quels sont les prix de l’électricité en juin 2026 ?
Les chiffres de la semaine – Électricité : analyse et tendances au 15 juin 2026
Prix spot :
Le marché à court terme est caractérisé par une volatilité extrême. Le prix spot français, qui s’était affaissé autour de 23,10 €/MWh la semaine dernière, a subi un rebond spectaculaire pour atteindre 128,00 €/MWh le 15 juin. Cette accélération de près de 82 % en 24 heures rappelle la sensibilité du marché journalier aux moindres variations météorologiques, notamment la baisse de la production renouvelable couplée aux besoins estivaux.
Prix baseload :
Le marché à terme affiche une grande stabilité, insensible aux pics journaliers. Le contrat baseload CAL27 se maintient à 57,78 €/MWh. Les échéances lointaines montrent également une trajectoire horizontale. Le CAL28 s’échange à 51,64 €/MWh et le CAL30 se négocie à 59,27 €/MWh. Bien que l’annonce de la fin du conflit au Moyen-Orient détende les marchés gaziers, les fondamentaux de long terme du secteur électrique européen restent sous tension en raison des énormes besoins d’investissements pour la décarbonation.
Prix de l’électricité baseload depuis un an (€/MWh)
Données journalières · Avril 2025 – Mai 2026 · Cliquez sur les courbes pour les masquer
CAL 27 – dernière cotation
53.00 €/MWh
CAL 28 – dernière cotation
51.16 €/MWh
CAL 29 – dernière cotation
54.16 €/MWh
CAL 27 à CAL 31 = contrats calendaires livraison 2027 à 2031. Prix de marché de gros (PEG baseload), hors taxes et hors acheminement. Les prix à terme sont indicatifs et ne préjugent pas des prix effectifs à la livraison.
Consulter les données brutes du graphique (Tableau)
| Date | CAL 27 | CAL 28 | CAL 29 | CAL 30 | CAL 31 |
|---|
Différence entre le baseload, peakload et spot : Le baseload correspond au prix moyen pour l’électricité livrée 24h/24, le peakload au prix pendant les heures de forte demande, souvent plus élevé, et le spot au prix instantané du jour, qui reflète l’offre et la demande en temps réel.
Au 12 juin 2026, les prix du MWh d’électricité pour les différentes années de livraison baseload sont de :
| Contrat Calendar (CAL) | Prix en €/MWh |
|---|---|
| 2027 | 57,78 |
| 2028 | 51,64 |
| 2029 | 54,61 |
| 2030 | 59,27 |
| 2031 | 59,06 |
| 2032 | 58,99 |
| 2033 | 57,74 |
Perspectives en tendances des prix de l’électricité
À court terme, les gestionnaires de réseau font face à un défi d’équilibrage inédit. RTE a comptabilisé 306 heures de prix négatifs depuis le 1er janvier 2026, contre seulement 24 heures à la même période en 2023. Le 1er mai, le prix a même plongé à -498 €/MWh, flirtant avec le plancher réglementaire. Ces épisodes de forte décote interviennent principalement lorsque la production éolienne et solaire est abondante face à une demande atone.
À moyen terme, le parc nucléaire français consolide sa disponibilité. EDF annonce que 89 % de sa capacité totale est opérationnelle à la mi-juin. Ce chiffre devrait franchir le seuil des 90 % très prochainement. Cette robustesse de l’offre domestique permet à la France d’affronter sereinement les futurs pics de consommation liés à l’été.
À long terme, le Japon acte son retour massif vers l’atome. Quinze ans après l’accident de Fukushima, le gouvernement japonais dévoile un plan de remplacement de 14 réacteurs vieillissants d’ici 2050. L’objectif consiste à porter la part du nucléaire à 20 % du mix électrique d’ici 2040, afin de s’affranchir de la dépendance aux énergies fossiles importées, devenues trop risquées.
Focus sur le marché du carbone :
Le marché des quotas d’émission (EUA) connaît un léger rebond technique. Après avoir touché un point bas à 76,00 €/t, son niveau le plus faible depuis le 22 mai, le contrat de décembre 2026 est remonté à 76,97 €/t. Les opérateurs adoptent une posture très prudente (« nerveuse ») dans l’attente de la grande révision de la directive sur le SEQE-UE prévue pour le mois de juillet.
Notre analyse chez Optima Énergie
En 2025, les prix de l’électricité se sont stabilisés, mais la fin de l’ARENH et l’électrification de l’économie annoncent un retour de la volatilité dès le début de 2026. Pour les entreprises, l’enjeu est de transformer cette période de transition en opportunité :
- sécuriser dès maintenant des contrats long terme aux conditions favorables,
- diversifier les approvisionnements et anticiper les risques de marché,
- intégrer une stratégie de flexibilité et d’efficacité énergétique.
Chez Optima Énergie, nous accompagnons nos clients dans ces choix stratégiques.
Quelles sont les dernières actualités du marché de l’électricité en juin 2026 ?
Ukraine : la centrale nucléaire de Zaporijjia reconnectée au réseau
La centrale nucléaire de Zaporijjia a retrouvé son alimentation électrique de secours après une panne totale de près de trois jours consécutive à une frappe. Pendant la coupure, des générateurs diesel ont pris le relais pour assurer le refroidissement des installations, écartant ainsi tout risque de fuite radioactive. L’AIEA s’alarme néanmoins de l’extrême vulnérabilité de la plus grande centrale d’Europe : privée de sa ligne principale depuis mars, elle vient de subir sa 19e perte totale d’alimentation depuis 2022.
COP31 : la Turquie mise sur un objectif mondial d’électrification volontaire
À l’approche de la COP31 d’Antalya, la présidence turque propose un objectif mondial volontaire : faire passer la part de l’électricité dans la consommation énergétique finale de 20 % à 35 % d’ici 2035. Accélérée par l’instabilité géopolitique au Moyen-Orient, cette transition (notamment via les véhicules électriques) vise à renforcer la sécurité énergétique en réduisant la dépendance aux hydrocarbures. Toutefois, les experts préviennent que cette électrification massive des usages ne sera réellement efficace pour le climat que si elle s’accompagne d’une décarbonation simultanée de la production électrique mondiale, qui reste encore largement dominée par le charbon.
France : les CEE réorientés vers l’électrification et la décarbonation
Le ministère de la Transition écologique a annoncé que les Certificats d’économies d’énergie (CEE) ne verraient pas leurs volumes augmentés au-delà des objectifs déjà fixés pour la période 2026-2030 (1 050 TWh cumac par an). En revanche, le dispositif va subir un « nettoyage » réglementaire majeur pour être réorienté vers le plan d’électrification national. Les financements, jusqu’ici massivement fléchés vers la rénovation classique du bâtiment, basculeront progressivement vers la décarbonation des usages, en soutenant prioritairement l’installation de pompes à chaleur et des solutions de transport électrique comme le leasing social.
Historique 2025 du marché de l’électricité
Un effondrement des garanties de capacité en 2025
Les enchères de garanties de capacité en France pour 2025 ont révélé une chute spectaculaire des prix. Le prix est tombé à zéro euro par MW, contre 6 192 EUR/MW en octobre 2024. Cette situation reflète une demande d’électricité en recul. Elle est aussi liée à des hivers plus doux ces dernières années. L’accroissement des capacités de production renouvelable contribue également à cette baisse.
Pour 2026, la tendance se confirme avec une diminution de 29 % des prix des garanties de capacité. Cette évolution traduit une transition structurelle du marché électrique français. Le marché se dirige vers une plus grande résilience énergétique.
La relance de la production nucléaire : un pilier pour la stabilité
EDF a relevé son objectif de production nucléaire en France pour 2024. La nouvelle fourchette est comprise entre 358 et 364 TWh. Cette amélioration est due à une meilleure gestion des arrêts pour maintenance. Elle résulte également de réparations effectuées sur des canalisations fissurées. Cette progression renforce la disponibilité des réacteurs nucléaires français. Elle permet à la France de consolider son rôle d’exportateur net d’électricité en Europe. Avec l’entrée en service imminente de l’EPR de Flamanville, EDF vise une production nucléaire stable. Cette stabilité contribue à la régulation des prix de gros de l’électricité. Elle assure également la sécurité énergétique sur le territoire français.
Dépassement du plafond ARENH 2025
Les fournisseurs alternatifs ont sollicité 134 TWh d’électricité nucléaire pour 2025 auprès du guichet ARENH. Ce chiffre dépasse largement le plafond de 100 TWh fixé par EDF. Le dépassement du plafond ARENH entraîne des coûts supplémentaires pour les consommateurs, en raison des prix de gros plus élevés sur le marché. Un écrêtement ARENH de 25,88 % a été défini par la CRE.
Un record d’exportations françaises
Depuis le début de l’année, la France a établi un record d’exportations nettes d’électricité avec 83 TWh, surpassant les 77 TWh de 2002. Cette performance s’explique par une augmentation de la production nucléaire et une demande intérieure en baisse, selon les données préliminaires de RTE publiées mercredi.
Le poids du gaz et du carbone sur les prix de l’électricité
Les droits d’émission de CO2 restent élevés, à environ 70 EUR/t, sous l’effet d’une demande accrue, en particulier pour alimenter les centrales thermiques. Cette dynamique met en lumière l’influence persistante des combustibles fossiles et des quotas carbone sur le coût de l’électricité, tandis que la transition énergétique progresse à un rythme encore limité.
Garanties de Capacité en baisse et droits d’émission de CO2 en hausse
Les garanties de capacité en France ont fortement baissé, chutant de 43 % pour 2025 et 42 % pour 2026. Cette baisse a surpris de nombreux observateurs. Elle résulte de fluctuations sur le marché de gré à gré (OTC) et d’une incertitude croissante autour de la réforme du mécanisme de capacité prévue pour 2026. Les acteurs du marché estiment que cette réforme influence fortement les prix des garanties de capacité. La volatilité des prix de référence de l’électricité pèse également sur leur valeur future.
Les droits d’émission de CO₂ ont récemment atteint 64,72 €/t, un pic influencé par l’augmentation des prix du gaz et les spéculations sur le marché. Cette dynamique reflète les incertitudes énergétiques actuelles et les ajustements réglementaires dans le contexte de la transition écologique.
Une augmentation du TURPE sans impact pour les ménages
À partir du 1er novembre 2024, une actualisation annuelle du TURPE a été mise en place. Toutefois, pour garantir la stabilité des prix pour les consommateurs, notamment les ménages et les TPE, cette évolution ne sera pas répercutée sur les tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) avant le 1er février 2025. La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) prévoit une baisse d’au moins 10 % des TRVE à cette date, intégrant les ajustements du TURPE.
La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a ouvert une consultation publique sur le futur tarif d’utilisation des réseaux d’électricité, le TURPE 7, qui prendra effet en 2025. Ce tarif devrait augmenter de 10% pour financer les investissements dans la transition énergétique, notamment pour l’électrification des usages et le développement des énergies renouvelables. Bien que cette hausse concerne la contribution aux réseaux, le gouvernement prévoit une baisse de 9% sur les factures réglementées en février 2025
Historique 2024 du marché de l’électricité
Prix de l’électricité : l’accord entre l’État et EDF en ballotage
Trois mois après l’annonce d’un accord entre EDF et l’État sur les prix de l’électricité après 2025, le ministère des Finances s’est interrogé sur la pertinence de ce modèle. Avec la baisse significative des cours de l’énergie observée récemment, EDF a conclu moins de contrats que prévu, ce qui a poussé le gouvernement à envisager un système de régulation plus poussée des tarifs si la situation ne s’améliorait pas, option jusqu’ici refusée par EDF.
L’accord de novembre dernier visait à établir les bases d’une nouvelle régulation de l’électricité nucléaire afin de contenir les factures des consommateurs tout en garantissant la viabilité financière d’EDF. Cependant, avec la chute des prix de l’électricité sur les marchés, EDF a du mal à conclure des contrats avec des industriels et des fournisseurs, car ces derniers exigent souvent des tarifs inférieurs à celui fixé par l’accord.
Une des options envisagées par le gouvernement est le contrat pour différence (CfD), mécanisme écarté précédemment par EDF, qui permettrait de définir un prix plafond au-delà duquel les profits d’EDF seraient prélevés par l’État, ainsi qu’un prix plancher en dessous duquel l’entreprise serait compensée pour la vente de sa production. Cette option était à l’étude alors que le gouvernement se donnait jusqu’à l’été pour évaluer la situation et ainsi intégrer le futur cadre de régulation dans le prochain projet de loi de finances.
Une augmentation du prix de l’électricité au premier semestre 2024
Des ajustements importants ont été apportés aux taxes sur l’électricité, notamment à la Contribution au Service Public de l’Électricité (CSPE). Créée en 2003 pour financer les services publics liés à l’électricité, la CSPE représente une part importante de la facture énergétique des consommateurs.
En 2024, le tarif de la CSPE a fortement augmenté, passant de 1 €/MWh à 21 €/MWh. Cette hausse ramène le tarif à un niveau proche de celui d’avant la crise énergétique. Elle s’inscrit dans les efforts du gouvernement pour stabiliser le financement des services publics et soutenir la transition énergétique.
Le gouvernement prévoit une nouvelle hausse en février 2025, portant le tarif de la CSPE à 32 €/MWh. Cette progression vise à réajuster continuellement le financement des services publics électriques tout en encourageant une transition énergétique durable.
En parallèle, il y a eu une augmentation des tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité à partir du 1er février 2024. Cette augmentation, fixée à 9,8 % sur les tarifs heures pleines et heures creuses, ainsi qu’à 8,6 % sur les tarifs de base, est en lien avec la fin progressive du bouclier tarifaire mis en place par le gouvernement pour protéger le pouvoir d’achat des Français.
Une baisse du prix de l’électricité au deuxième semestre 2024
Après un été où les prix de l’électricité ont atteint des niveaux similaires à ceux du début d’année, la rentrée de septembre a marqué une baisse rapide du prix du kWh. Les annonces de la CRE, qui prévoyaient une poursuite de cette baisse jusqu’au premier trimestre 2025, ont rassuré les marchés. Les experts et la situation internationale confirmaient ces prévisions.
En France, l’augmentation de la production renouvelable, de bons stocks de gaz et l’arrivée de l’EPR de Flamanville ont permis de stabiliser les prix et d’envisager des baisses. Cependant, certaines hausses de taxes ont freiné cette tendance. L’inflation persistante reste également un facteur important à considérer dans l’évolution du marché.
Rappel des évolutions du prix de l’électricité de 2022 à 2024
Qui influence le prix de l’électricité en France ?
Le prix de l’électricité en France est le résultat d’interactions entre plusieurs acteurs :
- EDF, principal producteur nucléaire, dont la disponibilité des réacteurs impacte directement l’offre.
- RTE, gestionnaire du réseau de transport, qui assure l’équilibre en temps réel entre production et consommation.
- La CRE (Commission de régulation de l’énergie), qui fixe les règles du marché, notamment les tarifs d’accès au réseau (TURPE).
- Les fournisseurs alternatifs (Engie, TotalEnergies, Iberdrola, Eni…), qui achètent sur les marchés de gros et proposent des offres aux professionnels.
- Les marchés européens (EPEX Spot, Nord Pool), où se fixent les prix day-ahead et forward.
Les acteurs du marché de l’électricité
Le marché français et européen de l’électricité repose sur une organisation précise où chaque acteur joue un rôle clé :
- Les producteurs d’électricité : ils exploitent des centrales nucléaires, thermiques ou renouvelables. Ils négocient ensuite leur production sur les marchés de gros. En France, EDF reste le principal acteur. Engie, TotalEnergies et des producteurs indépendants participent aussi à l’équilibre de l’offre.
- Les fournisseurs d’électricité : ils achètent l’électricité sur les marchés de gros ou via des contrats long terme. Puis, ils la revendent aux clients finaux : entreprises, collectivités ou particuliers. Leur rôle est de proposer des offres adaptées en termes de prix et de services.
- Les négociants (ou traders) : ils achètent et revendent de l’électricité sans la consommer. Leur objectif est de tirer profit des écarts de prix entre marchés ou échéances. Leur présence assure la liquidité du marché, permettant aux prix de refléter la réalité de l’offre et de la demande.
- Les opérateurs d’effacement : ils valorisent la consommation évitée de leurs clients. En incitant certaines entreprises à réduire ou décaler leur consommation lors des pics, ils contribuent à l’équilibre du système électrique. Les consommateurs participants peuvent également générer un revenu supplémentaire.
Cette diversité d’acteurs favorise un marché plus fluide, mais elle complexifie aussi les mécanismes de formation des prix.
Comprendre le marché spot et le marché à terme
L’électricité se négocie sur deux grands segments qui répondent à des besoins différents :
- Le marché spot (day-ahead et intraday) : ce marché concerne les échanges à très court terme. La livraison se fait généralement le lendemain ou dans la journée. Le marché spot reflète les conditions immédiates : météo, disponibilité du parc nucléaire, demande réelle. C’est ici que l’on observe souvent les plus fortes volatilités de prix.
- Le marché à terme (forward/futures) : il permet d’acheter ou de vendre de l’électricité pour une livraison future, sur un mois, un trimestre ou une année. Les contrats CAL (Calendar) sécurisent par exemple un prix fixe pour 2026, 2027 ou au-delà. Les fournisseurs et grands consommateurs l’utilisent pour couvrir leur risque de prix et anticiper leurs coûts.
En combinant ces deux marchés, le système électrique gagne à la fois en flexibilité et en visibilité. Pour les entreprises, comprendre la différence entre marché spot et marché à terme est essentiel pour construire une stratégie d’achat énergétique efficace.
FAQ de l’actualité de l’électricité
Prix du l’électricité en Europe
Quels sont les prix de l’électricité en juin 2026 ?
Le prix du MWh d’électricité sur le marché spot français (EPEX day-ahead) s’établit à 128,0 € au 12 juin 2026.
Quel est l’impact de la fin de l’ARENH sur les prix de l’électricité ?
L’ARENH a pris fin le 31 décembre 2025, marquant un tournant pour le marché français. Les consommateurs sont désormais entièrement exposés aux prix de gros, plus fluctuants. Le nouveau dispositif, Versement Nucléaire Universel (VNU), vise un prix moyen d’environ 70 €/MWh sur 15 ans, soit bien au-dessus des 42 €/MWh de l’ARENH. Les entreprises doivent anticiper cette nouvelle donne en sécurisant leurs volumes 2026 via des contrats à terme.
Quelle est l’évolution des prix du marché électrique en 2025 et 2026 ?
En 2025, les prix baseload ont légèrement reculé, le contrat CAL26 passant de 59 à 58 €/MWh. La baisse du gaz et du charbon a allégé les coûts de production, mais la volatilité du spot reste marquée : de 13 €/MWh fin septembre à près de 70 €/MWh début octobre selon la météo et la production renouvelable. Cette instabilité renforce l’intérêt d’une stratégie d’achat à terme.
Indices du marché de l’électricité
Quelle est la disponibilité du parc nucléaire français ?
La disponibilité du parc nucléaire a atteint près de 79% fin 2025, un niveau élevé après plusieurs années de perturbations. EDF a levé plusieurs contraintes sur les réacteurs, notamment Dampierre 1, tout en prolongeant quelques arrêts mineurs (Gravelines 1, Bugey 3). Le parc aborde ainsi l’hiver 2025-2026 dans de meilleures conditions de sûreté et de puissance.
Quand l’EPR de Flamanville sera-t-il pleinement opérationnel ?
L’EPR Flamanville 3, arrêté depuis le 19 juin pour maintenance, redémarrera le 17 octobre 2025 au lieu du 1er octobre. Le report est dû à des problèmes d’étanchéité et aux contrôles des soupapes du circuit primaire. La reconnexion au réseau national est prévue le 17 octobre, avec montée en puissance progressive. La pleine capacité (1 650 MW) sera atteinte fin automne, mi-décembre selon EDF. Cette nouvelle puissance renforcera significativement le parc électrique français pour l’hiver.
Pourquoi les prix spot sont-ils si volatils ?
Les prix spot reflètent l’équilibre offre/demande en temps réel et sont extrêmement volatils. Les facteurs météorologiques influencent fortement l’offre et la demande. La production intermittente éolienne et solaire crée des pics et des creux d’électricité. Les incidents techniques, comme l’arrêt de réacteurs ou de centrales, réduisent brutalement l’offre. Les grèves et mouvements sociaux peuvent diminuer la production instantanément de 1 à 2 GW. Les interconnexions européennes modulent les prix selon la situation des pays voisins. Les entreprises privilégient donc les contrats baseload à terme pour sécuriser un prix fixe.
Comprendre le mécanisme de capacité
Quel est le prix des garanties de capacités en 2026?
Plusieurs leviers permettent d’agir :
– Suivre les garanties de capacité, qui peuvent peser jusqu’à 10% de la facture.
L’accompagnement par un courtier en énergie demeure un atout pour définir une stratégie agile et alignée avec les évolutions réglementaires.
– Sécuriser les approvisionnements 2026-2027 via le marché à terme.
– Combiner achats à terme, spot et PPA pour diversifier les sources et stabiliser les coûts.
– Optimiser les usages en déplaçant la consommation vers les heures creuses ou forte production renouvelable.
– Investir dans l’efficacité énergétique, levier rentable et durable.
Qu’est-ce que le mécanisme de capacité et comment fonctionne-t-il ?
Le mécanisme de capacité, créé en 2017, garantit l’approvisionnement électrique en rémunérant la disponibilité, pas la production. Les producteurs sont payés pour leur capacité à fournir l’électricité lors des 10-15 jours de pointe annuelle. Les fournisseurs doivent acheter des garanties proportionnelles à la consommation de leurs clients pendant ces périodes. Ces garanties s’échangent lors d’enchères EPEX Spot et leur coût est répercuté sur la facture. Des prix élevés, comme 3 469,6 €/MW pour 2026, augmentent directement la facture finale des consommateurs.
Stratégie d’entreprise sur le prix de l’électricité
Comment les entreprises peuvent-elles optimiser leurs coûts d’électricité en 2025-2026 ?
Face aux évolutions du marché (fin de l’ARENH, volatilité, électrification), plusieurs leviers d’optimisation existent pour les entreprises. Surveiller les garanties de capacité est crucial : elles peuvent représenter 5 à 10 % de la facture, avec un prix de 3 469,6 €/MW pour 2026. Anticiper la fin de l’ARENH permet de sécuriser les volumes 2026 et 2027 sur le marché à terme. Diversifier sa stratégie d’achat combine achats à terme, achats spot et PPA pour l’autoconsommation renouvelable. Piloter sa consommation consiste à déplacer les usages vers les heures creuses ou forte production renouvelable. Investir dans l’efficacité énergétique reste le levier le plus rentable et durable pour maîtriser ses coûts. Se faire accompagner par un courtier en énergie optimise la stratégie d’achat et anticipe les évolutions réglementaires.
