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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 – Mai 2026
A retenir
- Les contrats baseload à terme s’installent dans une dynamique haussière. Le contrat CAL27 progresse pour atteindre 55,75 €/MWh sous la pression des prix des combustibles.
- Le marché spot journalier montre une volatilité moins destructive que les semaines passées. Le prix de gros français s’établit à 97,67 €/MWh le 18 mai.
- La production nucléaire française retrouve son plus haut niveau depuis sept ans pour un mois d’avril. EDF affiche un cumul de 133,2 TWh sur les quatre premiers mois de l’année.
- Le paysage européen de la distribution d’énergie se consolide. Le groupe allemand E.ON acquiert le fournisseur britannique OVO pour s’imposer outre-Manche.
Quels sont les prix de l’électricité en mai 2026 ?
Les chiffres de la semaine – Électricité : analyse et tendances au 18 mai 2026
Prix spot :
Le marché de gros à court terme affiche une configuration plus stable. Le prix spot journalier français atteint 97,67 €/MWh le 18 mai, ce qui représente une hausse de 2,28 % par rapport à la veille. Les cours du week-end ont évité les effondrements extrêmes des semaines précédentes. Une baisse de la production solaire européenne a compensé la bonne tenue des parcs éoliens. L’Espagne a enregistré le prix le plus bas d’Europe à -18,58 €/MWh, une valeur qui reste très éloignée du plancher technique de -500 €/MWh.
Prix baseload :
La courbe à terme enregistre une augmentation notable cette semaine. Le contrat baseload CAL27 progresse à 55,75 €/MWh, ce qui reflète l’intégration d’une prime de risque géopolitique plus lourde. Les contrats pour les années suivantes s’ajustent également à la hausse. Le CAL28 s’établit à 51,65 €/MWh tandis que le CAL30 grimpe à 59,17 €/MWh. Les investisseurs anticipent des coûts d’approvisionnement durablement élevés pour les périodes de forte consommation hivernale.
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 15 mai 2026, les prix du MWh d’électricité pour les différentes années de livraison baseload sont de :
| Contrat Calendar (CAL) | Prix en €/MWh |
|---|---|
| 2027 | 55,75 |
| 2028 | 51,65 |
| 2029 | 54,36 |
| 2030 | 59,17 |
| 2031 | 58,98 |
| 2032 | 59,49 |
| 2033 | 58,24 |
Perspectives en tendances des prix de l’électricité
À court terme, la baisse saisonnière de la performance solaire limite la multiplication des prix négatifs en journée. Les marchés journaliers restent toutefois dépendants des variations météorologiques de mai, qui dictent l’équilibre entre la consommation de chauffage et l’apport des énergies renouvelables.
À moyen terme,la restructuration des grands acteurs européens modifie les forces en présence. L’acquisition d’OVO par le géant allemand E.ON lui permet d’atteindre 9,6 millions de clients au Royaume-Uni. Cette opération stratégique confirme que le marché britannique constitue un axe de croissance prioritaire pour les énergéticiens du continent.
À long terme, la performance du parc nucléaire français apporte une sécurité structurelle au réseau interconnecté. La hausse de 11 % de la production renouvelable cumulée de janvier à avril, qui atteint 56,7 TWh selon RTE, s’ajoute à la robustesse des réacteurs d’EDF pour stabiliser l’offre globale.
Focus sur le marché du carbone :
Le prix des quotas d’émission de l’Union européenne (EUA) s’établit à 74,58 €/t. Les investisseurs financiers ont massivement réduit leurs positions courtes, qui tombent à leur plus bas niveau en trois ans. Ces positions à la baisse ont diminué de 5 millions de tonnes pour atteindre 84,9 millions de tonnes. Parallèlement, les positions longues progressent légèrement pour s’établir à 62,8 millions de tonnes. Ce retrait des positions vendeuses montre que les opérateurs anticipent un plancher technique et refusent de parier sur un effondrement des cours du carbone.
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 mai 2026 ?
Émirats arabes unis : frappe de drone près de la centrale nucléaire de Barakah
Un incendie provoqué par un drone s’est déclaré près de la centrale nucléaire de Barakah, sans faire de victimes ni de fuite radioactive. Cet incident illustre la forte tension dans la région : alliés de Washington, les Émirats sont massivement ciblés par des attaques depuis le début de la guerre contre l’Iran, qui les accuse de soutenir l’offensive américano-israélienne.
Ukraine : l’AIEA s’alarme de la multiplication des drones près des centrales
L’agence internationale de l’énergie atomique s’inquiète d’une forte intensification militaire autour des sites ukrainiens, avec plus de 160 drones recensés en 24 heures. Bien qu’aucun dommage direct n’ait été signalé, l’AIEA alerte sur des risques majeurs pour la sûreté nucléaire d’un pays abritant 15 réacteurs.
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 mai 2026 ?
Le prix du MWh d’électricité sur le marché spot français (EPEX day-ahead) s’établit à 132,22 € au 18 mai 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.
