Actualités et évolution du prix de l’électricité : les tarifs en 2026

Après 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 – Mars 2026

Quels sont les prix de l’électricité en Mars 2026 ?

Les chiffres de la semaine – Électricité : analyse et tendances au 23 mars 2026

Le prix baseload remonte à 57,46 €/MWh au 20 mars sur le CAL-27, après avoir chuté en début de semaine. Les prix spot s’établissent à 140,59 €/MWh au 23 mars, en forte hausse par rapport aux 92,09 €/MWh il y a un mois, et au-dessus des 117,3 €/MWh enregistrés un an auparavant. 

Dans un rapport publié mardi 17 mars, la Cour des comptes met en garde contre le risque d’explosion des coûts liés au soutien budgétaire à l’éolien, au solaire et au biométhane, si rien n’est fait pour réformer le système. Par ailleurs, le projet de raccordement électrique du parc éolien en mer Centre Manche 1 vient d’obtenir une autorisation indispensable à sa création et son exploitation. Ce chantier de 2,7 milliards d’euros doit permettre de raccorder un champ éolien de 1,05 GW au large de Barfleur (Manche), mis en service prévu en 2032, pour alimenter 1,5 million d’habitants.

Au 20 mars 2026, les prix du MWh d’électricité pour les différentes années de livraison baseload sont de :

Prix de l’électricité sur la dernière quinzaine (en €/ MWh)

Perspectives en tendances des prix de l’électricité

À court terme, les prix Spot sont en hausse cette semaine, après une brève période de forte production renouvelable. Le marché s’inquiète désormais de la baisse significative des prévisions de production éolienne et des situations de tension sur le réseau, notamment en soirée.

À moyen terme, le marché Forward est de plus en plus influencé par l’incertitude structurelle et politique : les risques sur le marché du gaz, les inquiétudes concernant la sécurité énergétique et le contexte géopolitique dominent les prévisions. Le contrat BE CAL27 se situe actuellement autour de 85 €/MWh.

À long terme, la France confirme sa stratégie de relance du nucléaire civil avec la construction d’au moins six nouveaux réacteurs EPR2, répartis sur trois sites existants : Penly en Normandie, Gravelines dans le Nord et Bugey dans l’Ain. Le gouvernement prévoit de mobiliser l’épargne réglementée des Français via le fonds d’épargne de la Caisse des dépôts pour financer jusqu’à 60 % du programme sous forme de prêts bonifiés, sous réserve de validation par la Commission européenne.

Focus sur le marché du carbone :

Évolutions des prix du carbone en 2026

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 mars 2026 ?

France : décision sur un réacteur à neutrons rapides d’ici 2030

La France prévoit de trancher d’ici 2030 sur le lancement d’un premier réacteur nucléaire à neutrons rapides, dans le cadre d’une stratégie visant à terme à mettre fin aux importations d’uranium. L’Élysée a confirmé le lancement d’un nouveau programme de fermeture du cycle du combustible nucléaire, avec une phase d’études de quatre ans pour concevoir les installations nécessaires. Ce type de réacteur pourrait fonctionner avec de l’uranium appauvri et du plutonium, s’inscrivant dans la continuité des programmes Superphénix et Astrid, tous deux abandonnés.

Les centrales électriques iraniennes, nouvelle cible du conflit au Moyen-Orient ?

Washington a menacé de s’en prendre aux centrales électriques iraniennes si Téhéran ne rouvrait pas le détroit d’Ormuz. L’Iran compte plus de 90 centrales, dont les plus importantes approvisionnent la région de Téhéran et les provinces du nord. Le pays, déjà contraint au rationnement électrique en raison de la vétusté de ses infrastructures et des sanctions internationales, verrait sa situation énergétique considérablement aggravée en cas de frappes. L’AIE a averti qu’une telle escalade pourrait provoquer une crise énergétique mondiale d’une ampleur inédite depuis des décennies.

Prix de l’électricité depuis janvier 2025 à 2026 (en €/ MWh)

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

Indices du marché de l’électricité

Comprendre le mécanisme de capacité

Stratégie d’entreprise sur le prix de l’électricité