Prix électricité long terme : facteurs structurels 2025–2035

Un contexte de prix bas structurellement transitoire (2025–2028)

La France traverse en 2025-2026 une période que le Bilan prévisionnel 2025 de RTE qualifie de « situation d'abondance d'électricité décarbonée ». La production bas-carbone — nucléaire restauré après la crise de corrosion sous contrainte de 2021-2022, renouvelables en progression — dépasse la consommation, qui n'a pas retrouvé son niveau d'avant-crise sanitaire et reste stabilisée autour de 450 TWh en 2025. Ce décalage entre l'offre et la demande pèse mécaniquement sur les prix de marché.

Les prix à terme en ont été le reflet direct. ✓ Publié — Le contrat Forward CAL France (livraison année suivante) est passé de 77 €/MWh en moyenne annuelle 2024 à 61 €/MWh en 2025 (source : RTE Bilan Électrique 2025, section Prix). Il a franchi le seuil de 50 €/MWh en fin d'année 2025, niveau inobservé depuis 2020. Le prix spot moyen annuel 2025 s'est établi à 61,1 €/MWh.

Ce niveau reflète une décorrélation en cours entre le prix français et l'enveloppe des coûts variables des centrales thermiques à gaz. RTE note que, depuis la seconde moitié de 2024, les prix à terme annuels français se trouvent « durablement en dessous de l'enveloppe des coûts variables des centrales thermiques ». → Inférence — Cela signifie que le parc bas-carbone français fixe désormais le prix marginal aux heures non-peak, et non plus la centrale à gaz : c'est une décorrélation partielle et non encore systématique.

⚠ Prospectif — Selon le Bilan prévisionnel 2025 de RTE, cette situation d'abondance est jugée transitoire sur deux à trois ans. La reprise de la demande est projetée à partir de 2028, conditionnellement à la concrétisation des projets d'électrification industrielle, de mobilité et d'hydrogène bas-carbone. Dans la trajectoire dite de « décarbonation rapide » (compatible avec les objectifs climatiques nationaux), la consommation atteindrait 510 TWh en 2030 et 580 TWh en 2035 (contre 440 TWh en 2024). Dans la trajectoire de « décarbonation lente » (non compatible), les projections s'établissent à 470 TWh en 2030 et 505 TWh en 2035.

Le coût de production nucléaire comme ancre structurelle des prix

Si les prix de marché peuvent s'écarter sensiblement du coût de production sur des horizons courts, les analyses de long terme convergent vers un même constat : le coût de production du parc nucléaire historique français constitue l'ancre fondamentale des prix de gros à moyen terme.

✓ Publié — Le 30 septembre 2025, la CRE a publié son évaluation du coût complet de production du parc nucléaire historique (57 réacteurs dont Flamanville 3, hors futurs EPR2). Elle l'a fixé à 60,3 €/MWh en euros de 2026, soit 61,5 €/MWh en valeurs courantes, pour la période 2026–2028, sur la base d'une production annuelle moyenne de 362 TWh. Pour la période 2029–2031, ce coût est projeté à 63,4 €/MWh en euros 2026. → Inférence — Cette évaluation constitue un plancher économique structurel : EDF ne peut vendre durablement en dessous de ce coût sans mettre en péril la viabilité financière du programme nucléaire.

✓ Publié — La CRE a rendu, dans sa délibération n°2025-268 du 16 décembre 2025, un avis globalement favorable sur le projet de décret relatif au Versement Nucléaire Universel (VNU). Ce décret a été publié sous la référence n°2026-55 du 4 février 2026. Il fixe les seuils à partir desquels les revenus d'EDF sont soumis à taxation : 78 €/MWh (1er palier : 50 % des revenus excédentaires prélevés) et 110 €/MWh (2e palier : 90 % prélevés).

→ Inférence — Ces deux seuils sont calculés à partir du coût complet (61,5 €/MWh) augmenté de marges définies par la loi. Les valeurs retenues — 78 et 110 €/MWh — correspondent à des majorations de +16,5 et +48,5 €/MWh au-dessus du coût complet. Ce corridor réglementaire implicite (61,5–110 €/MWh) dessine l'espace dans lequel les prix de gros pourraient évoluer à moyen terme sans déclencher de prélèvement sur EDF dans le bas de gamme, ni générer de redistribution massive dans le haut de gamme.

L'horizon 2050 est davantage conditionné par les décisions d'investissement dans le nouveau nucléaire. ✓ Publié — Les Futurs Énergétiques 2050 de RTE estimaient le coût complet du système électrique actuel à 45 milliards d'euros par an. Ce coût devrait atteindre entre 59 et 80 milliards d'euros par an en 2050 selon les scénarios : 59 Md€/an dans le scénario N03 (mix 50/50 nucléaire-renouvelables) et 80 Md€/an dans le scénario M1 (100 % renouvelables en 2060).

Les énergies renouvelables : compression du spot, hausse des charges hors-fourniture

L'effet des énergies renouvelables sur les prix de gros est l'un des phénomènes les mieux documentés depuis 2022. La croissance du parc solaire et éolien comprime les prix spot aux heures de forte production (effet dit de « merit order ») et accroît la fréquence des prix négatifs ou très bas.

✓ Publié — La France a enregistré 361 heures de prix négatifs en 2024, contre 147 heures en 2023 (source : RTE Bilan Électrique 2024). ⚠ Prospectif — Le Bilan prévisionnel 2025 de RTE estime que, dans une trajectoire de décarbonation lente, le volume de production à écrêter pourrait être multiplié par deux à trois d'ici 2030, avec des puissances à écrêter pouvant atteindre 30 GW. Cette même trajectoire se traduirait par un prix spot moyen dans un corridor de 35 à 50 €/MWh pour les prochaines années.

Le paradoxe de la transition énergétique réside dans l'asymétrie suivante : un déploiement accéléré des renouvelables déprime les prix spot moyens (favorable aux acheteurs à court terme), tout en générant des charges croissantes hors-fourniture qui finissent par contrebalancer cette baisse dans la facture finale. ✓ Publié — L'ACER souligne que les coûts de réseau en Europe « sont à risque de doubler à l'horizon 2050 ». La Commission européenne, dans le Clean Industrial Deal du 26 février 2025, constate que les tarifs de réseau et les taxes ont porté les prix de l'électricité à la hausse pour les industriels européens, qui paient leur électricité « environ trois fois plus cher » que leurs concurrents américains.

En France, les investissements annuels dans les réseaux doivent, selon RTE, atteindre entre 25 et 35 milliards d'euros par an à l'échelle européenne — soit un triplement par rapport au niveau antérieur à la transition. Ces charges se répercuteront progressivement dans les composantes TURPE et les mécanismes de soutien figurant dans la facture finale des entreprises.

La composante réglementaire et fiscale : un déterminant sous-estimé

Les analyses de prix à long terme se concentrent souvent sur le prix de marché de gros, en omettant la composante réglementaire et fiscale qui peut représenter, pour une PME, entre 40 et 60 % de sa facture totale selon la puissance de raccordement et le profil de consommation.

✓ Publié — La fin de l'ARENH au 31 décembre 2025 constitue la rupture la plus immédiate : les consommateurs sont désormais intégralement exposés aux prix de marché, sans plancher garanti à 42 €/MWh. La montée en puissance du SEQE-2 (bâtiments et transports à partir de 2027) introduira une nouvelle charge sur les systèmes de chauffage non-électriques. L'accise sur l'électricité (ex-CSPE) s'établit à 26,58 €/MWh pour les compteurs > 36 kVA depuis le 1er février 2026 (arrêté du 27 janvier 2026, JORF n°0023). Le MACF est entré en phase définitive au 1er janvier 2026, avec exemption des importateurs dont les émissions annuelles sont inférieures à 50 tonnes (Règlement (UE) 2025/2083).

→ Inférence — Dans un contexte de prix spot bas, les volumes de production renouvelable bénéficiant de contrats de complément de rémunération génèrent des différentiels à financer croissants entre le prix garanti et le prix de marché. Cette dynamique est structurellement haussière pour la composante CSPE sur la période 2026-2030 si les prix spot restent bas.

Géopolitique et volatilité résiduelle : la contrainte irréductible

✓ Publié — Le prix spot EPEX France a atteint 181,81 €/MWh le 9 mars 2026, en lien avec une crise gazière internationale, rappelant que la France — même disposant d'un mix bas-carbone dominant — n'est pas immunisée contre les chocs exogènes.

L'ACER documente que lors de l'épisode de « Dunkelflaute » du 12 décembre 2024 en Allemagne, les prix day-ahead et intraday ont approché 1 000 €/MWh dans certains marchés voisins, illustrant les amplitudes extrêmes possibles. La dépendance européenne au GNL américain — représentant 55 % des importations européennes de GNL en 2025 — crée une exposition aux politiques commerciales américaines. L'interdiction progressive du GNL russe (contrats courts à partir du 25 avril 2026, contrats longs au 1er janvier 2027) entraîne un resserrement de l'offre mondiale.

→ Inférence — La corrélation entre le prix du TTF et le prix spot de l'électricité demeure élevée lors des épisodes tendus, même dans les systèmes où le nucléaire et les renouvelables dominent. Ce phénomène de contagion se produit aux heures marginales, pas sur l'ensemble de la courbe de charge. La décorrélation restera partielle : aux heures de pointe, la centrale à gaz marginale continuera de fixer le prix pendant encore de nombreuses années.

Synthèse par trajectoire : ce que les marchés anticipent

Les données institutionnelles disponibles au premier trimestre 2026 permettent de distinguer trois horizons aux natures très différentes.

À l'horizon 2026–2028, la situation d'abondance oriente les prix vers le bas. ⚠ Prospectif — Le corridor de prix spot moyen envisagé par RTE BP2025 se situe entre 35 et 50 €/MWh, avec une surcapacité de production pouvant atteindre 30 GW à écrêter d'ici 2030. La contrepartie est un surcoût du système électrique d'environ +7 % par rapport à la trajectoire de décarbonation rapide.

À l'horizon 2029–2031, l'absorption de la surcapacité par une consommation croissante soutiendrait une remontée graduelle des prix vers les coûts de production. → Inférence — Un corridor implicite autour de 63–80 €/MWh pour le prix de gros serait cohérent avec le coût complet nucléaire CRE projeté à 63,4 €/MWh et le seuil VNU à 78 €/MWh. Ce corridor est une déduction analytique, non un chiffre publié.

À l'horizon 2050, les Futurs Énergétiques 2050 de RTE confirment que le coût complet du système devrait rester à un niveau « maîtrisable », entre 59 et 80 milliards d'euros par an selon le mix. Cette hausse ne se répercutera pas nécessairement dans le prix de gros ; elle se traduira surtout dans les composantes hors-énergie de la facture.

Ce que doit faire une entreprise selon sa consommation et son horizon de couverture

Cette section traduit les analyses précédentes en décisions concrètes, différenciées par volume consommé et par horizon de planification. Elle ne constitue pas un conseil en investissement ; elle propose une grille de lecture opérationnelle.

PME monosite (< 1 GWh/an)

La composante fourniture représente une fraction minoritaire de la facture totale. Sur un horizon 1 an, la question pertinente est la comparaison entre les offres de marché et les TRVE. Sur un horizon 2-3 ans, un contrat à prix fixe pluriannuel conclu en 2025-2026 peut présenter un différentiel favorable par rapport aux contrats souscrits en 2029-2030 si la demande repart.

PME multisite (1–5 GWh/an)

Ce profil dispose d'une masse critique suffisante pour une stratégie d'achat différenciée entre sites. → Inférence — Les données RTE BP2025 justifient une politique d'achat étalée : couverture partielle à terme (50–70 % des volumes) sur la période de prix bas, avec réserve de flexibilité pour 2028-2030.

ETI (5–50 GWh/an)

Le Forward CAL 2026-2028 sous 65 €/MWh représente un point d'entrée potentiellement favorable comparé au coût complet CRE 2029-2031 (63,4 €/MWh). La valeur d'une couverture pluriannuelle réside moins dans le prix absolu que dans la réduction de la volatilité budgétaire. L'exploration d'un PPA solaire ou éolien domestique peut être pertinente à partir de 5–10 GWh/an.

Industriels électro-intensifs (>50 GWh/an)

L'attractivité compétitive de la France repose sur le maintien d'un différentiel de prix de gros favorable par rapport à l'Allemagne et à l'Espagne, que le Bilan prévisionnel 2025 confirme comme structurel. Sur un horizon 10–15 ans, un PPA hors-site avec un producteur EnR permet de se couvrir à des prix entre 50 et 75 €/MWh sans exposition au risque de prix spot.

FAQ

Quels sont les principaux facteurs qui influencent le prix de l'électricité à long terme en France ?

Cinq déterminants structurels dominent : le coût de production du parc nucléaire (ancre à 61,5 €/MWh en valeurs courantes selon la CRE pour 2026-2028), la progression des énergies renouvelables (effet baissier sur le prix spot, mais haussier sur les charges hors-énergie), les composantes de réseau (TURPE) et fiscales (CSPE, taxes), la dynamique des prix du gaz lors des épisodes de tension, et la trajectoire réglementaire européenne (SEQE-2, MACF, mécanismes de soutien).

À quoi s'attendre sur les prix de l'électricité entre 2025 et 2030 selon RTE ?

Le Bilan prévisionnel 2025 de RTE anticipe une période d'abondance transitoire jusqu'à environ 2028, avec des prix spot moyens dans un corridor de 35 à 50 €/MWh dans la trajectoire de décarbonation lente, puis une remontée graduelle si l'électrification s'accélère. Ces estimations sont des projections conditionnelles, non des prévisions contractuelles.

Le mécanisme VNU va-t-il protéger les entreprises comme l'ARENH ?

Non. Le VNU (décret n°2026-55) est un mécanisme de prélèvement sur les revenus excédentaires d'EDF au-delà de 78 €/MWh (50 %) et de 110 €/MWh (90 %), avec redistribution aux consommateurs. C'est un mécanisme de partage de la rente, non un plafonnement direct des prix. En 2026, avec des prix de marché inférieurs à 78 €/MWh, le mécanisme est inactif.

Quelle différence entre prix spot et prix forward pour une stratégie d'achat ?

Le prix spot (marché day-ahead EPEX) reflète l'équilibre offre-demande heure par heure. Le prix forward (contrat CAL annuel) est le prix convenu aujourd'hui pour une livraison future. Pour les PME et ETI, c'est le prix forward qui constitue la référence de couverture. L'ACER souligne que la liquidité des marchés à terme reste limitée au-delà de deux ans, ce qui renforce l'intérêt des PPA pour les horizons 5–15 ans.

Pourquoi les prix à terme en France sont-ils actuellement inférieurs aux coûts de production du gaz ?

Depuis la seconde moitié de 2024, les prix à terme annuels français se situent durablement en dessous de l'enveloppe des coûts variables des centrales thermiques à gaz (RTE, Bilan Électrique 2025). Ce phénomène résulte de l'abondance de production bas-carbone qui fixe le prix marginal aux heures non-peak. Il traduit une décorrélation partielle — un avantage compétitif structurel pour les industriels, qui reste toutefois réversible lors des épisodes de tension.

Recommandations opérationnelles

Première recommandation : calibrer la durée de couverture à la fenêtre d'abondance. La période 2025-2028 constitue une opportunité de couverture à terme à des prix inférieurs au coût de production du nucléaire de référence. Cette fenêtre rend pertinente une couverture partielle à terme sur 2–3 ans, réservant une flexibilité pour 2028-2031 où les prix devraient remonter vers le coût complet CRE.

Deuxième recommandation : ne pas réduire la facture à la seule composante énergie. Les composantes réseau, fiscales et mécanismes de soutien représentent une part croissante de la facture finale. Un programme d'efficacité énergétique réduit l'exposition à l'ensemble de la facture, pas seulement la partie « fourniture ».

Troisième recommandation : mettre en concurrence régulièrement. Le différentiel entre fournisseurs sur un même profil peut dépasser 5 à 10 €/MWh. La transparence des prix forward étant limitée pour les PME, un dispositif structuré de mise en concurrence reste le levier le plus accessible.

Quatrième recommandation : réévaluer l'arbitrage gaz/électricité pour les usages thermiques. Avec un Forward CAL France autour de 60 €/MWh et un prix PEG gaz sous 35 €/MWh, l'électrification des usages de chaleur via pompes à chaleur est économiquement pertinente dans la plupart des configurations. Le SEQE-2 en 2027 renchérira structurellement le coût du gaz non-décarboné.

Sources et références

• RTE — Bilan prévisionnel 2025-2035, 9 et 16 décembre 2025
• RTE — Bilan Électrique 2025, section Prix
• RTE — Futurs Énergétiques 2050 (oct. 2021 / fév. 2022)
• CRE — Coût complet nucléaire historique, 30 sept. 2025
• CRE — Délibération n°2025-268 du 16/12/2025 (avis VNU)
• Décret n°2026-55 du 4/02/2026 — modalités VNU
• ACER — Market Monitoring Report 2025
• Commission européenne — Clean Industrial Deal, COM(2025) 72 final

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