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

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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 – septembre 2026

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

Les chiffres de la semaine – Électricité : analyse et tendances au 28 septembre 2026

Prix spot :

Le marché à court terme a subi un véritable choc thermique. Le prix Spot journalier français a grimpé à 203,90 €/MWh le 25 septembre, après avoir enregistré un saut intrajournalier vertigineux (+193,6 %) un peu plus tôt dans la semaine. Le déséquilibre entre une demande de climatisation forte et une offre renouvelable défaillante a violemment secoué la bourse de l’énergie.

Prix baseload :

La courbe à terme conserve un biais résolument prudent. Le contrat baseload CAL27 stagne à 87,30 €/MWh. L’accalmie perçue sur les marchés mondiaux des hydrocarbures n’a pas suffi à détendre les prix européens pour 2027. Cependant, les maturités plus lointaines conservent leur dynamique décrochante : le CAL28 s’affiche à 56,60 €/MWh et le CAL29 à 54,17 €/MWh.

Au 25 septembre 2026, les prix du MWh d’électricité pour les différentes années de livraison baseload sont de :

Perspectives en tendances des prix de l’électricité

À court terme, e système électrique français affronte une vague de chaleur persistante sur la moitié sud. Cette anomalie thermique maintient une pression constante sur le réseau, alors même que les producteurs comptabilisent l’arrêt temporaire et programmé de capacités majeures (comme l’EPR de Flamanville 3).

À moyen terme, la dépendance européenne aux conditions hydrologiques devient critique. Le déficit de pluie pénalise la production hydroélectrique des pays nordiques et alpins, supprimant une importante variable d’ajustement pour compenser les pannes de vent en Allemagne. Ce déficit d’offre croisée tire mécaniquement vers le haut les prix de toute la région.

À long terme, la transition énergétique du géant chinois se confirme. La Chine utilise massivement ses nouvelles installations solaires et nucléaires pour substituer l’usage du charbon et du pétrole dans son économie. Ce basculement stratégique permet non seulement de réduire les émissions mondiales, mais il consolide surtout la position de Pékin comme leader incontesté des technologies vertes, captant de nouveaux marchés à l’exportation.

Focus sur le marché 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 septembre 2026 ?

Premier arrêt de longue durée pour l’EPR de Flamanville : 

Le réacteur de nouvelle génération (Flamanville 3, 1,62 GW) est mis à l’arrêt à partir du 26 septembre pour une durée d’un an. Ce premier grand contrôle programmé va amputer la disponibilité du parc nucléaire français, qui plafonne actuellement autour de 70 %, juste avant la période cruciale de l’hiver.

Alerte sur la production renouvelable européenne : 

Une conjonction météorologique défavorable frappe le continent. Le déficit simultané de vent en Allemagne et de précipitations dans les bassins hydrauliques alpins et nordiques a resserré brutalement l’équilibre offre-demande, propulsant le prix journalier français à plus de 200 €/MWh face à une forte demande de climatisation.

Basculement historique du mix énergétique en Chine : 

Selon l’Administration nationale de l’énergie, la capacité solaire installée (1 286 GW) vient officiellement de dépasser celle du charbon (1 285 GW) en Chine. L’électricité bas carbone, tirée par le boom des ventes de véhicules et de camions électriques, commence à se substituer massivement aux usages traditionnels du pétrole et du charbon dans la première industrie mondiale.

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.

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