Historique des prix de l'électricité professionnelle
Pendant 20 ans après l'ouverture du marché, les prix professionnels en France sont restés stables, entre 70 et 100 €/MWh. Cette stabilité tenait en partie à l'ARENH, qui permettait aux fournisseurs alternatifs d'acheter le nucléaire à 42 €/MWh — bien en dessous du marché pur.
Ce régime a connu deux ruptures majeures : la crise énergétique de 2021–2023, et la fin de l'ARENH le 31 décembre 2025.
La crise énergétique 2021–2023
- Fin 2021 : premiers signaux d'alerte. Les stocks de gaz tombent au-dessous des seuils de sécurité et le TTF s'accélère à la hausse.
- Février 2022 : l'invasion de l'Ukraine déclenche une crise d'approvisionnement. La Russie fournissait 45% du gaz européen. Le mécanisme gas-to-power entraîne l'électricité à la hausse proportionnellement.
- Été 2022 : la corrosion sous contrainte frappe plusieurs réacteurs. La disponibilité du parc s'effondre et la France devient importatrice nette d'électricité.
- Fin 2022 (pic historique) : les forwards CAL 2023 cotent 600 €/MWh à l'EEX. Les entreprises qui renominent alors signent à des tarifs records.
Le retour à la normale en 2024–2025
La correction s'est amorcée dès le printemps 2023 :
- Les livraisons de GNL américain et qatarien ont compensé la perte du gaz russe — la dépendance européenne est passée de 45% à 12%.
- Le parc nucléaire français est revenu à une disponibilité normale : 371 TWh produits en 2025, record depuis 2019.
- Flamanville 3 (premier EPR français) a atteint 100% de puissance en décembre 2025.
- La France est redevenue premier exportateur net d'électricité en Europe en 2025 (92,3 TWh exportés). Cet excédent fait baisser les prix spot français.
- L'essor du solaire et de l'éolien a amplifié l'offre et occasionné des prix négatifs à midi lors des journées ensoleillées.
Fin 2025, les contrats 2026 cotaient 50 €/MWh, soit 91% en dessous du pic de crise.
2026 : nouvelle rupture avec la fin de l'ARENH
Le 31 décembre 2025 marque une rupture structurelle. L'ARENH offrait aux fournisseurs 100 TWh de nucléaire par an à 42 €/MWh. Sa disparition a trois effets immédiats :
- +6 à +7 €/MWh sur les contrats renouvelés — les fournisseurs achètent désormais l'intégralité de leurs volumes au marché de gros, sans filet.
- TURPE 7 en vigueur — +7,7% sur l'acheminement électricité, composante non négociable de la facture.
- Retour de la volatilité — sans le plancher de l'ARENH, les prix réagissent plus fortement aux chocs. Mars 2026 en est la démonstration directe : le spot a atteint 182 €/MWh lors de la crise au détroit d'Ormuz.
Le VNU (Versement Nucléaire Universel) remplace l'ARENH progressivement à 70 €/MWh sur 15 ans, sans impact sur 2026.
Les facteurs qui influencent les prix
- Le prix du gaz (TTF) — les centrales à gaz fixent souvent le prix marginal sur le marché européen. La crise de mars 2026 (TTF > 65 €/MWh) en est la démonstration directe.
- La disponibilité nucléaire — avec ~70% de la production française, le nucléaire est le stabilisateur principal. La bonne santé du parc en 2025–2026 est structurellement favorable.
- Les renouvelables — solaire et éolien ont produit plus que les fossiles dans l'UE en 2025. Ils créent des prix négatifs en journée mais n'éliminent pas la volatilité aux heures de pointe.
- Les stocks de gaz — début 2026, les réserves européennes sont à ~30% contre une moyenne de 45%. Cet état amplifie les réactions du marché aux chocs climatiques ou géopolitiques.
- Les interconnexions européennes — la France est fortement couplée à ses voisins. Un surplus éolien en Allemagne peut faire baisser les prix, une vague de froid en Europe du Nord les faire monter.
Perspectives et incertitudes
- CAL 2027 autour de 56–58 €/MWh — signer des contrats pluriannuels dans les prochains mois est une piste sérieuse.
- La montée des renouvelables exerce une pression structurellement baissière à moyen terme.
- Le VNU et le nouveau nucléaire (Flamanville 3 + futurs EPR) devraient stabiliser les prix à horizon 2030.
- Mais les risques à court terme sont réels : tensions géopolitiques, stocks de gaz bas à reconstituer, aléas climatiques.
Questions fréquentes
Les prix de l'électricité ont-ils baissé depuis la crise de 2022 ?
Oui, massivement. Depuis le pic de fin 2022 (~600 €/MWh), les prix ont baissé de plus de 80%. Mais 2026 apporte de nouvelles pressions : la fin de l'ARENH (+6–7 €/MWh sur les contrats renouvelés), le TURPE 7 (+7,7% sur l'acheminement) et la volatilité spot (pic à 182 €/MWh en mars). Les niveaux actuels restent néanmoins très loin des pics de crise.
Pourquoi les prix de l'électricité ont-ils autant augmenté en 2022 ?
Trois facteurs ont convergé : la guerre en Ukraine et la perte du gaz russe (qui alimentait les centrales thermiques européennes), la fragilité du parc nucléaire français avec la corrosion sous contrainte, et la reprise économique post-COVID qui a dopé la demande mondiale.
Pourquoi la France exporte-t-elle autant d'électricité en 2025 ?
Le retour à pleine puissance du parc nucléaire — 371 TWh produits en 2025, record depuis 2019, Flamanville 3 (EPR) à 100% depuis décembre 2025 — a transformé la France en premier exportateur net d'électricité en Europe : 92,3 TWh exportés en 2025. Cet excédent de production fait baisser les prix spot français.
Qu'est-ce que la fin de l'ARENH change sur ma facture ?
L'ARENH offrait aux fournisseurs 100 TWh de nucléaire par an à 42 €/MWh. Sa suppression au 1er janvier 2026 les expose désormais aux prix de gros pour tous leurs approvisionnements. Impact immédiat : +6 à +7 €/MWh sur les nouveaux contrats de 2026. Le VNU qui prend son relais cible 70 €/MWh, mais déploiera ses effets graduellement.
Faut-il s'attendre à une nouvelle envolée des prix comme en 2022 ?
Un retour à 600 €/MWh reste improbable : le nucléaire s'est rétabli, les importations GNL se sont renforcées et la dépendance russe a chuté (12% contre 45% en 2021). Cela dit, la volatilité reste élevée — mars 2026 le rappelle — et les tensions géopolitiques peuvent provoquer des hausses brutales sur de courtes périodes.