Après deux années marquées par des tensions liées à la crise énergétique de 2022, le marché de l’électricité en 2025 montre des signes d’apaisement. Grâce à une meilleure disponibilité du parc nucléaire français et au développement des énergies renouvelables, les prix amorcent une stabilisation, malgré une volatilité toujours présente due aux facteurs géopolitiques et climatiques. Découvrez l’évolution des prix de l’électricité, les dynamiques du marché et les prévisions pour les mois à venir.
L’essentiel de l’actualité de l’électricité – Semaine du 20 octobre 2025
A retenir :
- Les prix baseload est en recule à 58,75 €/MWh (CAL 27), profitant de la détente du gaz, de températures douces et de la reconnexion de Flamanville.
- Le prix spot s’effondre à 32,81 €/MWh, illustrant l’impact des conditions météorologiques clémentes sur la demande de chauffage.
- L’EPR de Flamanville a été reconnecté au réseau le 15 octobre, avec deux jours d’avance, et entame sa montée progressive vers les 100% de puissance d’ici fin décembre.
Quels sont les prix de l’électricité en 2025 ?
Les chiffres de la semaine – Électricité : analyse et tendances au 20 octobre 2025
Prix baseload électricité :
Les prix baseload enregistrent une baisse significative avec le CAL27 à 58,75 €/MWh. Cette détente résulte de plusieurs facteurs convergents : la chute des prix du gaz (CAL27 à 27,842 €/MWh), des températures douces qui réduisent la demande de chauffage, et la reconnexion anticipée de Flamanville qui apporte 1,65 GW de capacité supplémentaire au réseau.
Prix spot électricité :
Les prix spot s’effondrent à 32,81 €/MWh (-58% par rapport aux 78,52 €/MWh de la semaine précédente). Cette chute spectaculaire témoigne de l’impact immédiat des conditions météorologiques clémentes et d’une demande maîtrisée. Les prix spot européens moyens ont reculé à environ 121 €/MWh en milieu de semaine, en baisse par rapport aux jours précédents.
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 17 octobre 2025, les prix du MWh d’électricité pour les différentes années de livraison baseload sont de :
| Contrat Calendar (CAL) | Prix en €/MWh |
|---|---|
| 2026 | 56,78 |
| 2027 | 58,75 |
| 2028 | 62,2 |
| 2029 | 66,13 |
| 2030 | 69,54 |
| 2031 | 68,46 |
Prix de l’électricité sur la dernière quinzaine (en €/ MWh)
Perspectives en tendances des prix de l’électricité
À court terme, les prix devraient rester orientés à la baisse tant que les températures clémentes se maintiendront. La reconnexion de Flamanville constitue un renfort structurel majeur pour le parc de production français, même si la montée en puissance sera progressive (60% puis 80% avant les 100% fin décembre).
La production nucléaire française affiche une excellente performance avec 269 TWh sur les neuf premiers mois de l’année, son plus haut niveau pour cette période depuis 2019. Cette disponibilité record, combinée à l’apport de Flamanville, devrait contribuer à modérer les prix durant la période hivernale.
À moyen terme, plusieurs incertitudes émergent. Le ralentissement de la croissance des renouvelables aux États-Unis et en Chine menace l’objectif de triplement des capacités mondiales d’ici 2030 fixé à la COP28. Parallèlement, la fermeture définitive du réacteur Tihange 1 en Belgique (1er octobre) après cinquante ans de service, sans lien avec des enjeux de sûreté mais résultant de décisions politiques, aura des conséquences en matière de climat, de souveraineté et de sécurité d’approvisionnement pour la Belgique et ses voisins.
Focus sur le marché du carbone :
Le carbone (CO2) progresse légèrement à 79,68 €/t (+0,7%), maintenant sa dynamique haussière malgré les températures douces. Les traders spéculatifs anticipent un resserrement du marché en 2026, tandis que les développements géopolitiques (tensions climatiques UE-Chine, guerre commerciale) et la transition allemande vers une économie électrique ajoutent de l’incertitude.
Les prix ont d’abord reculé en début de semaine grâce à la météo clémente, avant de repartir à la hausse avec l’arrivée de nouveaux participants sur le marché. Cette volatilité illustre les hésitations des acteurs face aux signaux contradictoires.
Un lien étroit entre gaz, CO₂ et électricité
Même si la France produit peu d’électricité à partir du gaz, le prix du MWh reste influencé par les centrales thermiques européennes. Quand le prix du gaz ou du carbone augmente, le coût marginal de production électrique grimpe. Cette hausse entraîne une augmentation générale du marché de l’électricité. En 2025, le prix des quotas CO₂ avoisine 70 €/t, renforçant la pression sur les centrales fossiles. Cette situation incite les producteurs à investir dans le renouvelable et le nucléaire. Pour les entreprises, cela crée une dépendance accrue aux dynamiques européennes, au-delà du seul marché français.
Évolutions des prix du carbone en 2025
Notre analyse chez Optima Énergie
En 2025, les prix de l’électricité semblent se stabiliser, mais la fin de l’ARENH et l’électrification de l’économie annoncent un retour de la volatilité dès 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 octobre 2025 ?
EDF relève ses prévisions de production nucléaire pour 2025
EDF a relevé lundi son estimation de production nucléaire pour 2025, désormais comprise entre 365 et 375 TWh, contre 350-370 TWh auparavant. Cette révision intègre la production de l’EPR de Flamanville 3, récemment reconnecté au réseau, et s’appuie sur une meilleure maîtrise des arrêts de tranche grâce au plan « START 2025 ». L’énergéticien maintient sa prévision de 350-370 TWh pour 2026 et 2027, tout en visant une remontée progressive à 400 TWh à l’horizon 2030.
Quatre pays s’engagent à quadrupler les combustibles durables d’ici 2035
Le Brésil, l’Inde, l’Italie et le Japon ont annoncé mardi leur engagement à multiplier par quatre leur production et leur consommation de combustibles durables d’ici 2035, par rapport à 2024. Biocarburants, hydrogène et carburants synthétiques visent notamment les secteurs difficiles à décarboner comme l’aviation, le maritime ou l’industrie lourde. Cet accord, présenté en amont de la COP30 qui se tiendra à Belém, pourrait rallier d’autres pays européens, alors que persiste la crainte d’un recours accru aux hydrocarbures.
Ukraine : début des réparations électriques autour de la centrale de Zaporijjia
Les travaux de réparation des lignes électriques de la centrale nucléaire de Zaporijjia, occupée par les forces russes, ont débuté grâce à un cessez-le-feu local, a annoncé samedi l’AIEA. Après une panne record de près de quatre semaines, les réparations devraient durer environ une semaine. Depuis le 23 septembre, le site fonctionne grâce à sept générateurs diesel de secours, ses six réacteurs restant à l’arrêt mais sous refroidissement. L’agence souligne que la sûreté est « maintenue », malgré les risques persistants liés aux combats à proximité.
Prix de l’électricité depuis janvier 2024 à juillet 2025 (en €/ MWh)
Un effondrement des garanties de capacité pour 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 septembre 2025 ?
Le prix du MWh d’électricité sur le marché spot français (EPEX day-ahead) s’établit à 69,7410 € au 06 octobre 2025, en baisse de 20% par rapport à l’année dernière.
Quel est l’impact de la fin de l’ARENH sur les prix de l’électricité ?
L’ARENH prendra fin le 31 décembre 2025, bouleversant le marché français de l’électricité. Ce dispositif permettait aux fournisseurs d’acheter jusqu’à 100 TWh d’électricité nucléaire à EDF à 42 €/MWh, bien inférieur aux prix actuels. Dès janvier 2026, tous les consommateurs seront exposés aux prix de gros. Un nouveau mécanisme, le Versement Nucléaire Universel (VNU), prévoit un prix moyen de 70 €/MWh sur 15 ans, supérieur à l’ARENH. Les entreprises doivent anticiper cette transition et sécuriser dès maintenant leurs approvisionnements 2026 sur le marché à terme.
Quelle est l’évolution des prix du marché électrique en 2025 ?
Les prix baseload ont baissé durant l’été et début automne 2025, le CAL26 passant de 59 à 58,35 €/MWh. La baisse du gaz (CAL26 à 29,917 €/MWh, -4,4 %) et du charbon a réduit les coûts marginaux. Les prix spot restent très volatils : 13,12 €/MWh fin septembre grâce à l’éolien, puis 69,74 €/MWh début octobre avec le froid. Cette volatilité montre l’importance de sécuriser ses approvisionnements via des contrats à terme, plutôt que de rester exposé au spot.
Indices du marché de l’électricité
Quelle est la disponibilité du parc nucléaire français ?
En octobre 2025, le parc nucléaire français affiche une disponibilité élevée, proche de 79 % selon RTE. Cette amélioration suit les crises 2022-2023, où la disponibilité était tombée sous 60 % à cause de travaux de maintenance. EDF a retiré Dampierre 1 (890 MW) de la liste des unités à risque, renforçant le parc avant l’hiver. Certains arrêts sont prolongés : Gravelines 1 (+10 jours) et Bugey 3 (+5 jours), limitant temporairement les capacités disponibles.
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 2025 ?
Les garanties de capacité pour 2025 sont tombées à 0 €/MW, reflétant un système électrique moins tendu que prévu. Cette chute résulte de la disponibilité maximale des interconnexions européennes, d’un parc nucléaire français à 80 % et d’hivers plus doux. Pour 2026, les prix ont augmenté : l’enchère de septembre 2025 a fixé 3 469,6 €/MW, soit +5 % par rapport à juin. Cette hausse anticipe la fin de l’ARENH au 31 décembre 2025 et les incertitudes liées à l’électrification croissante de l’économie.
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.
