Actualités et évolution du prix de l’électricité : les tarifs en septembre 2025

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 29 septembre 2025

Quels sont les prix de l’électricité en 2025 ?

Les chiffres de la semaine – Électricité : analyse et tendances au 29 septembre 2025

Prix baseload :

Les prix baseload affichent une baisse de 2,8% avec le CAL26 à 57,35 €/MWh contre 59 €/MWh le 19 septembre. Cette détente résulte de la baisse conjuguée des prix du gaz, du charbon (102 $/t) et du CO2 (sous 76 €/t après son pic à 77 €/t).

Prix spot : 

Le prix spot à 46,58 €/MWh traduit une reprise ponctuelle de la demande liée aux températures fraîches et à une production éolienne en recul. Rappelons que les prix spot restent très volatils et ne reflètent pas la tendance de fond du marché.

Au 26 septembre 2025, 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, la tendance baissière des prix baseload devrait se poursuivre portée par des stocks de gaz européens à 81,6%, une production éolienne soutenue et l’amélioration de la disponibilité nucléaire.

L’entrée en production de Flammanville 3 mi-décembre (1,6 GW) compensera les pertes de capacité en Allemagne (2,5 GW charbon) et Belgique (1,4 GW nucléaire), contribuant à modérer les prix hivernaux.

La fin de l’ARENH au 31 décembre 2025 exposera directement les consommateurs aux prix de marché dès 2026. Par ailleurs, 55% du système électrique européen présente un risque accru de pannes en raison d’interconnexions insuffisantes selon le rapport Ember, rendant l’Espagne, l’Irlande et la Finlande particulièrement vulnérables.

L’accompagnement par un courtier en énergie devient essentiel pour sécuriser ses approvisionnements dans ce contexte de transformation structurelle.

Focus sur le marché du carbone :

Un lien étroit entre gaz, CO₂ et électricité

Même si la France produit peu d’électricité à partir de 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, ce qui fait monter l’ensemble du marché.
En 2025, le prix des quotas CO₂ avoisine 70 €/t, ce qui renforce la pression sur les centrales fossiles et incite les producteurs à investir dans le renouvelable et le nucléaire. Pour les entreprises, cela se traduit par 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 septembre 2025 ?

EDF : la Cour des comptes alerte sur les risques financiers

La Cour des comptes s’inquiète des perspectives financières d’EDF face à un plan d’investissements colossal de 460 milliards d’euros d’ici 2040, notamment pour les EPR2, le parc nucléaire existant et les réseaux. L’institution appelle à une « répartition claire de l’effort financier » entre l’État, EDF et les clients, et suggère d’envisager des cessions d’actifs ou filiales pour sécuriser le financement. La rentabilité du groupe reste exposée aux fluctuations des prix de l’électricité et à la réussite de la prolongation du parc nucléaire.

PPE : Lecornu dément un moratoire sur les renouvelables

Sébastien Lecornu a démenti vendredi tout projet de moratoire sur l’éolien et le solaire, qualifiant de « fausse et mensongère » une information de presse. Le Premier ministre a réaffirmé que la décarbonation restait une priorité pour la souveraineté énergétique française.

Nucléaire : rétablissement imminent des sanctions contre l’Iran

Les sanctions de l’ONU visant le programme nucléaire iranien seront rétablies samedi, après le rejet d’une proposition russo-chinoise de prolonger l’accord de 2015. Les Européens reprochent à Téhéran l’absence de « gestes concrets », malgré la reprise des inspections de l’AIEA. L’Iran, qui dément vouloir l’arme nucléaire, affirme rester dans le Traité de non-prolifération. Les Européens assurent que les sanctions restent un levier pour relancer les négociations, tandis que la Russie a déjà prévenu qu’elle ne les appliquera pas.

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 à zéro euro par MW, contre 6 192 EUR/MW en octobre 2024. Cette situation reflète une demande d’électricité en recul, des hivers plus doux ces dernières années, ainsi que l’accroissement des capacités de production renouvelable. Cette baisse est également visible pour 2026, avec une diminution de 29 % des prix des garanties de capacité, traduisant une transition structurelle du marché électrique vers une plus grande résilience.

La relance de la production nucléaire : un pilier pour la stabilité

EDF a relevé son objectif de production nucléaire en France pour 2024, passant à une fourchette de 358 à 364 TWh, grâce à une meilleure gestion des arrêts pour maintenance et des réparations sur les canalisations fissurées. Cette amélioration renforce la disponibilité des réacteurs et 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 ambitionne de maintenir une production nucléaire robuste, contribuant à une stabilisation des prix de gros et à la sécurité énergétique de la France.

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 vu une baisse marquée de leurs prix de 43 % pour 2025 et 42 % pour 2026, surprenant les observateurs. Cette chute est due à des fluctuations sur le marché de gré à gré (OTC) et à une incertitude croissante autour de la réforme du mécanisme de capacité prévue pour 2026. Les acteurs du marché estiment que cette réforme, ainsi que la volatilité des prix de référence de l’électricité, influence fortement les prix des garanties de capacité, pesant 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 significatifs ont été mis en place concernant les taxes liées à l’électricité, notamment en ce qui concerne la Contribution au Service Public de l’Électricité (CSPE). Créée en 2003 dans le but de financer divers services publics liés à l’électricité, la CSPE représente une part substantielle de la facture énergétique des consommateurs.

À partir de l’année 2024, le tarif de la CSPE a connu une augmentation notable, passant de 1 €/MWh à 21 €/MWh. Cette hausse a marquénun retour à un niveau plus proche de celui d’avant la crise énergétique, s’inscrivant dans le cadre des efforts gouvernementaux visant à stabiliser le financement des services publics électriques et à favoriser la transition énergétique.

De plus, le gouvernement a prévu une nouvelle augmentation en février 2025, portant le tarif de la CSPE à 32 €/MWh. Cette progression s’inscrit dans une perspective de réajustement continu pour répondre aux besoins croissants en matière de financement des services publics électriques, tout en encourageant les initiatives visant à favoriser une transition énergétique plus 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 ou les prix de l’électricité ont atteint les mêmes niveaux que le début d’année, la rentrée de septembre a vu une baisse rapide du prix du KWh. Les annonces de la CRE, prévoyait une poursuite de cette baisse jusqu’à l’horizon du premier trimestre 2025, ont rassuré les marchés. Les experts et la situation internationale confirmaient ces prévisions.
Pour la France, l’augmentation de production renouvelable, les bons stocks de gaz et l’arrivée de la production de l’EPR de Flamanville on permis de stabiliser les prix et d’envisager des baisses. Pour autant, il y a eu des augmentations de taxes qui ont pu freiner cette décroissance. De même, l’impact d’une inflation toujours forte doit être aussi pris en compte 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 et négocient directement leur production sur les marchés de gros. En France, EDF reste le principal acteur, mais Engie, TotalEnergies ou encore des producteurs indépendants participent également à l’équilibre de l’offre.
• Les fournisseurs d’électricité : ils achètent de l’électricité sur les marchés de gros ou via des contrats long terme, puis la revendent aux clients finaux (entreprises, collectivités, 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, dans le but de tirer parti des écarts de prix entre marchés ou échéances. Leur présence est essentielle pour assurer la liquidité du marché, en permettant un volume d’échanges suffisant pour que les prix reflètent la réalité de l’offre et de la demande.
• Les opérateurs d’effacement : ces acteurs valorisent la consommation évitée de leurs clients. En incitant certaines entreprises à réduire ou décaler leur consommation lors des pics de demande, ils contribuent à l’équilibre du système électrique tout en générant un revenu supplémentaire pour les consommateurs participants.

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) : il s’agit des échanges à très court terme, généralement pour une livraison dès le lendemain ou dans la journée. Le marché spot reflète les conditions immédiates : météo, disponibilité du parc nucléaire, demande réelle. C’est sur ce marché que l’on observe souvent les plus fortes volatilités de prix.
• Le marché à terme (ou forward/futures) : il permet d’acheter ou de vendre de l’électricité pour une livraison future (mois, trimestre, année). Les contrats dits CAL (Calendar) servent par exemple à sécuriser un prix fixe pour 2026, 2027 ou au-delà. Ce marché est très utilisé par les fournisseurs et les grands consommateurs pour couvrir leur risque de prix et anticiper leurs coûts.

En combinant ces deux mécanismes, le système électrique bénéficie à la fois de la flexibilité du court terme et de la visibilité du long terme. Pour les entreprises, comprendre la différence entre marché spot et marché à terme est essentiel afin d’élaborer une stratégie d’achat énergétique efficace.

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