Évolution du prix de l'électricité en mars 2025
Suivez l’évolution quotidienne des prix de l’électricité avec ATOO Énergie. Grâce à nos outils, ne manquez pas les évolutions à la baisse et choisissez le bon moment pour renégocier votre contrat d’énergie.
Les derniers prix de l'électricité sur le marché de gros
Prix de l'électricité Baseload sur le marché de gros
Il s’agit des prix de clôture baseload de l’électricité, pour le dernier jour ouvré précédent aujourd’hui.
Graphique : évolution des prix sur les 90 derniers jours
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Les prix futurs de l’électricité Baseload sont des prévisions qui fixent le coût anticipé de l’électricité de base à long terme sur des périodes de plusieurs années. Ces prix reflètent le coût prévu de la production d’électricité continue et stable, souvent à partir de sources d’énergie de base comme le nucléaire, le charbon, ou l’hydroélectricité, sans tenir compte des variations de demande ou des fluctuations rapides du marché.
Prix de l'électricité Peakload sur le marché de gros
Les prix futurs de l’électricité Peakload sont des prévisions ou des contrats financiers qui établissent le coût anticipé de l’électricité pendant les périodes de demande maximale à long terme. Ces prix reflètent le coût prévu de la production d’électricité lors des pics de consommation, lorsque la demande électrique est à son niveau le plus élevé, souvent en raison de facteurs tels que les températures extrêmes ou les heures de pointe de l’activité économique.
Pourquoi suivre l'évolution des prix de l'électricité quand on est un professionnel ?
A quoi correspondent les prix futurs de l’électricité ?
Sur les marchés, les fournisseurs ont la possibilité d’acheter l’électricité plusieurs semaines, mois, voire plusieurs années avant la production et la fourniture de cette électricité à leurs clients. C’est ce mécanisme qui leur permet de proposer des prix fixes à l’avance et sur plusieurs années. Les prix futurs de l’électricité correspondent donc au prix d’achat de l’électricité à une date donnée pour une fourniture ultérieure.
Par exemple, le prix 2024 (ou Cal 24) en date du 13/09/2023 était de 131,94 €/MWh. Cela signifie qu’un fournisseur peut acheter ce jour-là un volume d’électricité pour l’année 2024 à 131,94 €/MWh. Le lendemain, ce prix peut évoluer en fonction de la demande et du contexte d’approvisionnement.
Quelle est l’incidence des prix du marché de gros sur le prix de l’électricité des professionnels ?
Les fournisseurs proposent aux entreprises des prix de l’électricité fixes pour les années futures, ce qui signifie qu’ils doivent acheter, le jour de la signature du contrat, le volume d’électricité à fournir à l’entreprise. Les prix proposés par les fournisseurs sont donc liés au prix que ces derniers devront payer sur les marchés futurs le jour de la signature du contrat.
Exemple : Je souhaite souscrire aujourd’hui un contrat d’électricité pour mon entreprise pour l’année prochaine, du 1er janvier au 31 décembre. Le fournisseur d’électricité devra acheter aujourd’hui l’électricité sur les marchés futurs pour me fournir mon électricité l’année prochaine. Et puisque les prix de l’électricité sur les marchés futurs évoluent chaque jour à la hausse ou à la baisse, les tarifs des contrats proposés par les fournisseurs aux entreprises varient également.
C’est pour cette raison qu’il est indispensable pour une entreprise de suivre l’évolution des prix futurs lors du renouvellement de son contrat d’énergie. Il est également possible de déléguer cette tâche à un courtier en énergie professionnel, dont le métier est de suivre les tendances afin de proposer à ses clients les meilleurs tarifs.
Dois-je plutôt suivre le peakload ou le baseload ?
Lorsque les fournisseurs achètent l’électricité, ils vont se fournir à la fois en baseload et en peakload afin de reproduire le profil de consommation de leurs clients.
Si votre entreprise consomme peu en heure de pointe, vous pouvez plutôt suivre l’évolution du baseload.
Si votre entreprise consomme beaucoup d’énergie en heure de pointe, votre fournisseur devra se fournir avec une part plus importante d’électricité dite « peakload ». Cela aura certainement un impact sur votre contrat. Dans ce cas, vous avez intérêt à suivre à la fois l’évolution du baseload et du peakload.
Quel prix suivre ? Cal 25, 26, 27 ?
Cal signifie « Calendar », cette appellation désigne le prix de l’électricité fournie sur une année complète. Si vous signez un contrat uniquement pour l’année 2025, votre fournisseur ira se fournir sur le marché Cal 25. Même chose si vous optez pour un contrat couvrant uniquement l’année 2026, votre fournisseur s’approvisionnera sur le marché Cal 26.
Si votre contrat court sur plusieurs années, disons 2025 et 2026, votre fournisseur achètera de l’électricité à l’avance pour pouvoir vous fournir en 2025 et en 2026. Aux prix Cal 25 et Cal 26.
La durée est donc un élément important à prendre en compte lors du renouvellement de votre contrat d’énergie. Suivre les prix futurs des différentes années vous permettra donc de prendre des décisions plus éclairées sur la durée de votre contrat.
Qu'est-ce que le baseload ?
Le terme « baseload » (ou « charge de base » en français) est utilisé dans le contexte des prix de marché de l’électricité pour désigner la demande constante et continue d’électricité qui existe tout au long de la journée, quelle que soit la période. Cette demande de base est généralement due aux besoins fondamentaux en électricité de la société, tels que l’éclairage, le fonctionnement des appareils électroménagers, les systèmes de chauffage et de refroidissement, ainsi que l’exploitation d’infrastructures industrielles essentielles.
La production d’électricité destinée à répondre à cette demande de base est généralement fournie par des centrales électriques qui sont conçues pour fonctionner de manière constante et stable, telles que les centrales nucléaires, les centrales au charbon, et certaines centrales hydroélectriques. Ces centrales sont capables de produire de l’électricité de manière continue, ce qui les distingue des sources d’énergie intermittentes telles que l’énergie éolienne ou solaire, qui dépendent des conditions météorologiques et sont donc moins prévisibles.
Lorsqu’on parle des prix de marché de l’électricité, la production de baseload a tendance à avoir un impact sur la stabilité des prix, car elle fournit une source constante d’électricité qui peut répondre à une partie importante de la demande. Cependant, les prix de marché peuvent également varier en fonction de la demande supplémentaire et de l’offre de pointe, qui est généralement satisfaite par des centrales électriques plus flexibles et réactives, telles que les centrales au gaz naturel, les centrales hybrides, ou les centrales de stockage d’énergie.
En résumé, le terme « baseload » fait référence à la demande constante et continue d’électricité qui est satisfaite par des centrales électriques conçues pour fonctionner de manière stable, et il joue un rôle important dans la détermination des prix de marché de l’électricité.
À quoi correspond le peakload ?
Le terme « peakload » (ou « charge de pointe » en français) est utilisé dans le contexte des prix de marché de l’électricité pour désigner la période de la journée où la demande d’électricité atteint son niveau le plus élevé. Il s’agit généralement de moments de la journée où de nombreux consommateurs utilisent simultanément une quantité importante d’électricité, souvent en raison d’activités telles que la cuisson des repas, la climatisation pendant les journées chaudes, ou l’utilisation d’appareils électriques lourds dans l’industrie.
La production d’électricité destinée à répondre à la charge de pointe est généralement assurée par des centrales électriques plus flexibles et réactives, telles que les centrales au gaz naturel, les centrales de cycle combiné, ou les centrales de stockage d’énergie, car elles peuvent rapidement augmenter leur production pour répondre à la demande accrue pendant ces périodes de pointe.
Sur les marchés de l’électricité, les prix de l’électricité sont souvent plus élevés pendant les périodes de pointe en raison de la nécessité d’utiliser des sources de production plus coûteuses et moins prévisibles pour satisfaire la demande. Les opérateurs de réseaux électriques et les fournisseurs d’électricité ajustent généralement leurs tarifs en fonction de ces fluctuations de la demande pour refléter les coûts supplémentaires associés à la fourniture d’électricité pendant les périodes de pointe.
En résumé, la « peakload » fait référence à la période de la journée où la demande d’électricité atteint son niveau le plus élevé, ce qui a un impact sur les prix de marché de l’électricité en raison de la nécessité d’utiliser des sources de production plus coûteuses pour répondre à cette demande accrue.
Évolution des prix de l'électricité en 2025
Malgré une fin d’année 2024 marquée par le raccordement de l’EPR de Flamanville au réseau électrique, et le nouveau record d’exportations d’électricité de la France (89 TWh exportés), les prix de l’électricité ont débuté l’année 2025 en hausse. Cela s’explique notamment par des prévisions météorologiques plus froides et l’augmentation des prix du gaz naturel due à des tensions sur l’approvisionnement en gaz de l’Europe.
L’évolution du TURPE en février 2025, combinée à la baisse du tarif réglementé de l’électricité, devrait offrir aux professionnels concernés une meilleure visibilité sur leurs dépenses en début d’année. De son côté, le projet de loi de finances 2025 introduit de nouvelles réformes majeures qui devraient avoir un impact sur les prix de l’électricité en 2025, telles que la fin de l’ARENH ou l’introduction de nouveaux mécanismes fiscaux.
En 2025, le marché de l’électricité en France devrait entrer dans une phase de relative stabilisation. Bien que les tensions géopolitiques continuent d’influencer les coûts de l’énergie, les prix de l’électricité en 2025 pourraient suivre une tendance à la baisse. Cette évolution marquerait une rupture avec les deux dernières années, caractérisées par une succession de crises énergétiques et une forte volatilité des tarifs.
Cependant, à l’échelle européenne, le marché reste soumis à d’importantes fluctuations. Celles-ci résultent notamment des dynamiques géopolitiques, des ajustements des politiques énergétiques et des variations de l’offre et de la demande.
Nucléaire : EDF revoit à la hausse ses prévisions de production pour la période 2025-2027
EDF revoit à la hausse ses prévisions de production nucléaire grâce à la montée en puissance de l’EPR de Flamanville. Après avoir obtenu l’autorisation de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) pour franchir le seuil de 25 % de puissance, l’EPR poursuit sa mise en service progressive. EDF estime désormais une production comprise entre 350 et 370 TWh par an pour les trois prochaines années, contre une précédente estimation de 335 à 365 TWh.
Cette augmentation s’appuie notamment sur l’intégration de l’EPR Flamanville au réseau électrique. Une fois à pleine capacité, l’EPR pourra alimenter jusqu’à deux millions de foyers, renforçant ainsi la position de la France comme premier exportateur européen d’électricité.
Toutefois, des défis restent à relever, notamment la première grande inspection de l’EPR prévue en 2026. Malgré ces enjeux, EDF poursuit ses efforts pour stabiliser et moderniser son parc nucléaire, garantissant ainsi une production d’électricité fiable et compétitive.
Baisse des Tarifs Réglementés de Vente d'Électricité (TRVE) au 1er février 2025
Depuis le 1er février 2025, les tarifs réglementés de l’électricité ont baissé de 15 % en moyenne, une première depuis dix ans. Le tarif bleu d’EDF passe ainsi de 28 à 24 centimes/kWh, principalement grâce à la chute des prix de gros de l’électricité. Toutefois, cette baisse ne bénéficiera pas à tous de la même manière : les abonnés en heures pleines/heures creuses verront leur facture diminuer de 16 %, ceux à l’offre de base de 14,5 %, tandis que l’option Tempo n’enregistrera qu’une réduction de 2 %.
Cependant, cette baisse est partiellement compensée par la hausse des taxes et des coûts d’acheminement.
Tous les professionnels ne sont pas concernés par cette baisse. Seules les TPE de moins de 10 salariés et réalisant moins de 2 millions d’euros de chiffre d’affaires sont éligibles aux tarifs réglementés.
Cette évolution intervient dans un contexte de fortes transformations du marché : la fin de l’Arenh en 2026 pourrait entraîner une plus grande volatilité des prix, tandis que les hausses fiscales visent à financer des infrastructures et réduire le déficit public. Les entreprises doivent donc rester vigilantes et comparer les offres pour optimiser leurs coûts énergétiques.
Le prix des certificats de capacité pour 2025 tombe à zéro
Lors de l’enchère du 5 décembre 2024, le prix des certificats de capacité pour 2025 s’est effondré à 0 €/MW, une première historique. Ce mécanisme, instauré en 2017, impose aux fournisseurs d’électricité d’acheter des garanties pour sécuriser l’approvisionnement lors des pics hivernaux, un coût généralement répercuté sur les consommateurs.
Voici les principales raisons de cette baisse :
- Hivers doux et comportements énergétiques plus sobres depuis 2022.
- Reprise des capacités du parc nucléaire français.
- Renforcement des énergies renouvelables (hydraulique, éolien).
Les prix de capacité chutent fortement : 14,65 €/kW pour 2025 contre 45,62 €/kW en 2023. Pour les contrats indexés sur l’enchère de fin d’année, cela signifie une absence de coût de capacité pour 2025, réduisant les factures.
Bien que bénéfique à court terme, cette situation soulève des incertitudes pour l’après-2026, le dispositif actuel expirant fin 2026 sans nouvelle réglementation en vue.
TURPE 2025 : une évolution anticipée au 1er février
La CRE a décidé d’avancer l’ajustement du TURPE au 1er février 2025, au lieu du 1er août, pour s’aligner sur la baisse des tarifs réglementés (TRV) prévue à cette date. Cette modification améliore la lisibilité pour les entreprises, car le TURPE représente une part significative de leurs coûts énergétiques. Cette transition s’inscrit dans la préparation du TURPE 7 (2025-2028), avant un retour au calendrier habituel dès 2026.
ARENH 2025 : la CRE publie le taux d’écrêtement 2025
La CRE a publié les chiffres de l’ARENH 2025, marquant une demande record de 134,93 TWh, en hausse de 3,5 % par rapport à 2024. Toutefois, avec un plafond fixé à 100 TWh, seulement 74,12 % des demandes seront satisfaites, laissant un taux d’écrêtement 2025 de 25,88 %. Les fournisseurs devront donc se tourner vers le marché de gros pour combler leurs besoins. Le tarif attractif de 42 €/MWh, bien inférieur aux prix du marché, explique l’engouement pour ce dispositif, qui prendra fin en décembre 2025. Le gouvernement prépare un nouveau mécanisme pour 2026, tandis que la CRE continuera de gérer les ajustements liés à l’ARENH pour 2025 et 2026.
Évolution des prix de l'électricité en 2024
En 2024, le marché de l’électricité en France retrouve une certaine stabilité après une période de crise. Plusieurs facteurs influencent encore les prix, notamment les tensions géopolitiques, mais la tendance reste à la baisse depuis la fin de 2023 grâce à des efforts de sobriété énergétique, des niveaux élevés de stockage de gaz, le retour des réacteurs nucléaires et de bonnes réserves hydrauliques.
Malgré cela, les tarifs réglementés ont augmenté en février 2024 en raison de la hausse de la taxe sur l’électricité. Les prix restent influencés par les conditions météorologiques, la production d’énergies renouvelables et la disponibilité du parc nucléaire.
Des prix négatifs ont été enregistrés sur le marché spot en mai, en raison d’une faible demande et d’une forte production renouvelable. De plus, des réformes européennes ont été adoptées pour soutenir les énergies renouvelables.
Enfin, la production d’électricité en France au premier semestre 2024 a atteint son plus haut niveau depuis 2019, notamment grâce à une production hydroélectrique exceptionnelle. Les perspectives pour 2024 restent donc optimistes.
La France bat son record d'exportations d'électricité en 2024
L’année 2024 constitue un jalon significatif pour le secteur de l’énergie en France, avec des exportations d’électricité atteignant un niveau historique. En effet, le pays a établi un nouveau record en matière d’exportations d’électricité avec un solde net de 89 TWh exportés en 2024. Le précédent record avait été établi en 2002.
Ce résultat illustre les progrès réalisés pour relancer la production nucléaire, accélérer le développement des énergies renouvelables et renforcer la compétitivité de l’électricité française à l’échelle internationale. Cependant, la France devra également se préparer aux défis à venir, notamment l’électrification de son économie et l’adaptation de son modèle énergétique aux évolutions globales.
EDF revoit son estimation de production nucléaire à la hausse pour 2024
EDF affiche une confiance renforcée dans sa capacité de production nucléaire, en rehaussant ses prévisions pour 2024 à une fourchette de 358 à 364 TWh, contre 340 à 360 TWh précédemment. Cette dynamique positive marque un redressement notable après une année 2022 difficile, où la production avait chuté à 279 TWh en raison de problèmes techniques.
Sous la direction de Luc Rémont, EDF a mis en œuvre une stratégie efficace de rénovation et d’optimisation de son parc nucléaire. Les objectifs fixés pour 2030, notamment un niveau de production de 360 TWh, devraient être atteints dès 2024, ouvrant la voie à des ambitions encore plus élevées, avec 400 TWh visés d’ici 2030.
RTE se veut rassurant sur l'approvisionnement électrique de la France cet hiver
RTE se montre optimiste quant à l’approvisionnement électrique de la France pour l’hiver 2024-2025, avec un risque de coupures jugé faible, même en cas de conditions défavorables. Soutenu par une production nucléaire renforcée, des barrages bien remplis et des exportations records d’électricité, le réseau français est prêt à répondre à la demande. La consommation électrique, stabilisée après une baisse en 2022, pourrait repartir à la hausse, tandis que les réserves de gaz et la priorité donnée aux énergies bas carbone assurent une gestion fiable de la période hivernale.
La France est sur le point de battre son record d'exportation d'électricité en 2024
En 2024, la France s’apprête à battre son record d’exportation d’électricité, avec une prévision de 85 à 90 TWh exportés, dépassant le précédent sommet de 77 TWh atteint en 2002. Cette performance s’explique par une production nucléaire en nette hausse, soutenue par les énergies renouvelables, et une demande nationale d’électricité en baisse. Si cette situation est bénéfique pour la balance commerciale française, elle reflète aussi un ralentissement de l’électrification des usages dans le pays. EDF anticipe cependant une future augmentation de la demande intérieure, portée par l’essor des véhicules électriques, des centres de données et de l’industrie électrifiée.
Hausse de l'accise (TICFE) sur l'électricité avortée en commission
De nombreux députés se sont fermement opposés à une proposition visant à augmenter l’accise sur l’électricité (TICFE), qualifiant cette mesure d’« intolérable » et « inéquitable » pour les ménages les plus modestes et les entreprises. Le gouvernement comptait récolter 3 milliards d’euros grâce à cette hausse, qui aurait fait passer la taxe de 21 €/MWh à un niveau supérieur à celui d’avant la crise, fixé à 32,44 €/MWh. Deux amendements, soutenus par le Rassemblement national et La France insoumise, ont permis de supprimer cet article, formant une coalition transpartisane inhabituelle.
Cependant, cette décision n’est pas définitive. Le projet sera de nouveau débattu en séance plénière, et le gouvernement pourrait réintroduire sa version initiale. Pour l’instant, les députés ont rejeté une augmentation qui aurait limité les effets positifs attendus de la baisse des factures d’électricité en 2025, en raison de la diminution progressive de l’inflation et de la stabilisation des prix de l’énergie.
Vers une baisse des TRV en février 2025 ?
Les prix de l’électricité sur les marchés internationaux sont en baisse depuis le pic de la crise ukrainienne. En juin 2025, les contrats à terme d’électricité se négociaient à 73 €/MWh, bien en dessous des 146 €/MWh atteints l’année précédente. Cette tendance à la baisse devrait permettre une réduction des tarifs réglementés de vente (TRV) pour février 2025, estimée entre 10 et 15 %.
Cependant, les consommateurs sous TRV pourraient ne pas profiter pleinement de cette baisse. L’augmentation de la TICFE pourrait limiter les économies sur les factures. Certaines prévisions estiment que la réduction effective pourrait être autour de 9 %. Cette réduction pourrait être encore moindre si la TICFE dépasse 32 €/MWh.
Lancement de la consultation publique sur le TURPE 7
La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a lancé une consultation publique sur le futur Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE 7), qui couvrira la période 2025-2028. Ce tarif finance l’utilisation des réseaux électriques de transport et de distribution, et représente environ 20 à 30 % de la facture d’électricité. Le TURPE 7 devra répondre aux besoins croissants d’électrification, notamment pour les secteurs de la mobilité et de l’industrie, ainsi qu’au développement des énergies renouvelables. La CRE propose une augmentation d’environ 10 % du TURPE en 2025 pour financer des investissements accrus. La consultation est ouverte jusqu’au 22 novembre 2024, offrant aux acteurs du secteur la possibilité de participer à l’élaboration des futures évolutions tarifaires.
Repoussée cet été, la hausse du TURPE pour les entreprises aura bien lieu en novembre
La hausse du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), initialement prévue pour août 2024, a été reportée à novembre à la demande du gouvernement en raison d’une conjoncture politique et économique délicate. Ce tarif, qui couvre les frais d’acheminement de l’électricité, est nécessaire pour assurer la maintenance et le développement des réseaux, notamment pour les énergies renouvelables. Si cette hausse de 4,8 % affectera immédiatement les entreprises en novembre, les particuliers et petites entreprises sous le tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE) ne la ressentiront qu’en février 2025. Pour ces derniers, l’impact sur la facture sera faible puisqu’une baisse des tarifs de l’électricité d’environ 10 % est attendue à cette date, en raison de la baisse des prix de gros. Pour les entreprises, l’impact de cette augmentation pourrait entraîner une hausse de 1 à 2 % de leur facture énergétique.
Révision à la hausse de la production nucléaire pour 2024
EDF a récemment annoncé une hausse de ses prévisions de production nucléaire pour 2024, avec une fourchette réévaluée entre 340 et 360 TWh, contre une estimation initiale située entre 315 et 345 TWh. Cette progression n’inclut pas encore la contribution de l’EPR de Flamanville.
Régis Clément, directeur adjoint de la division production nucléaire d’EDF, a expliqué lors d’une conférence de presse que les performances des 56 réacteurs actuels dépassent les anticipations, laissant l’énergie produite par l’EPR de Flamanville venir en supplément une fois qu’il sera opérationnel.
Concernant l’EPR de Flamanville, il augmentera progressivement sa puissance par étapes successives. Il devra atteindre 25 % de sa capacité avant d’être connecté pour la première fois au réseau électrique national. Ce raccordement, marquant le début de la production d’électricité, est désormais prévu pour la fin de l’automne 2024.
Les tests se poursuivront ensuite sur plusieurs mois afin d’atteindre la pleine puissance, un objectif qui ne devrait être atteint qu’en 2025. Ces différentes phases sont essentielles pour assurer la sécurité et la fiabilité du réacteur.
Le gouvernement suspend l'augmentation du TURPE prévue pour le 1er août 2024
Le gouvernement a suspendu la hausse du Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE) prévue pour le 1er août 2024, afin de stabiliser les prix de l’électricité pour les consommateurs. Cette décision, motivée par le contexte économique et politique, évite une augmentation d’environ 1% de la facture d’électricité pour 22 millions de consommateurs. Le TURPE, qui représente environ un tiers de la facture d’électricité, rémunère les gestionnaires de réseau pour l’utilisation de leurs infrastructures. Bien que cette composante soit payée par les fournisseurs, elle apparaît sur les factures des consommateurs. La hausse prévue aurait entraîné une augmentation annuelle de 10 à 40 euros de la facture des ménage et entreprises concernées.
Le financement des investissements pour moderniser et décarboner les réseaux électriques reste une priorité, malgré la suspension de la hausse. Le gouvernement dispose de deux mois pour demander de nouvelles délibérations sur l’évolution du TURPE, nécessaire pour permettre à RTE et Enedis de poursuivre leurs projets. En suspendant cette augmentation, le gouvernement anticipe une baisse des tarifs de l’électricité l’année prochaine, avec une promesse de Bruno Le Maire de réduire les prix de 15% en février prochain.
Bruno Le Maire annonce une baisse du TRV pour 2025
Bruno Le Maire, ministre de l’Économie et des Finances, a annoncé une baisse significative des prix de l’électricité pour les Français, visant une réduction de 10 à 15% en février 2025. Cette promesse, faite en période électorale, concerne les particuliers et professionnels souscrivant au tarif réglementé de vente de l’électricité (TRV).
La baisse repose sur la relance de la production nucléaire, des investissements dans les énergies renouvelables, et la baisse des prix de l’électricité sur les marchés de gros. Cette réduction des coûts d’électricité améliorera la compétitivité des entreprises éligibles au TRV, malgré des hausses précédentes de plus de 30% depuis 2021 et la pression fiscale de la TICFE.
Bruno Le Maire a précisé que cette baisse s’appuie sur des tendances de marché et des politiques énergétiques cohérentes, tout en mentionnant la possibilité d’ajustements fiscaux pour maintenir l’équilibre budgétaire après les efforts financiers pour soutenir les consommateurs pendant la crise énergétique.
EDF plongé dans l’incertitude en raison de la situation politique en France
EDF se trouve dans l’incertitude en raison des législatives anticipées en France, menaçant les projets à long terme, particulièrement dans le secteur nucléaire. La stabilité est cruciale pour le développement de nouveaux réacteurs, une priorité stratégique pour EDF. Amélie Henri de la CFE-CGC souligne que revenir en arrière serait dévastateur, car la filière nucléaire nécessite une vision à long terme.
La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) est essentielle pour la planification des projets. Le plan ambitieux annoncé par Macron en 2022 pour six nouveaux réacteurs EPR2 est incertain, car la nouvelle PPE prévue pour juin 2023 n’a toujours pas été actée. EDF a déjà investi près de 2 milliards d’euros, mais sans validations gouvernementales, ces investissements risquent de rester en suspens.
Malgré les incertitudes politiques, le soutien au nucléaire reste fort parmi la population et les partis politiques. 65 % des Français sont favorables à la construction de nouveaux réacteurs. Le soutien bipartisan souligne l’importance du nucléaire au-delà des clivages partisans.
Des prix de l'électricité négatifs observés au cours de l'été
Avec l’essor des énergies solaire et éolienne, l’électricité est de plus en plus souvent vendue à des prix négatifs, une tendance paradoxale qui menace le secteur de la lutte contre le réchauffement climatique.
En juin, la France avait déjà connu 235 heures de production à prix négatif, surpassant le record de 2023. En Australie du Sud, cela représentait 20% du temps depuis 2023. Cette situation est due à une production renouvelable abondante qui fait chuter les prix lorsque la demande est faible.
Sur le marché spot, le tarif a atteint -87 €/MWh en France en 2024 et -400 €/MWh en Suisse le 14 juillet. Cette tendance s’accélère depuis trois ans, influencée par la baisse de la demande en Europe due à l’épidémie de Covid-19 et à la guerre en Ukraine.
Ces prix négatifs peuvent modérer la facture finale, mais l’impact est souvent décalé. Les industriels énergivores en bénéficient s’ils adaptent leur consommation aux moments les plus avantageux. Un prix négatif indique un excès de production sur le réseau, nécessitant des ajustements pour maintenir l’équilibre du système électrique, qui est difficile à stocker.
Les exploitants de renouvelables arrêtent souvent leurs machines quand un prix négatif s’annonce, mais pas tous. Certains producteurs reçoivent un prix fixe ou sont compensés par l’État. Les centrales thermiques et nucléaires peuvent ajuster leur production, mais avec des limites techniques et des coûts.
Cette situation est problématique pour la filière, car elle alimente un discours défavorable aux renouvelables. Pour rester sous 1,5°C de réchauffement, le monde doit tripler ses capacités renouvelables d’ici 2030, selon l’accord de la COP28.
Mise en service de l'EPR de Flamanville
L’EPR de Flamanville devrait entrer en service d’ici quelques jours ou semaines, avec 12 ans de retard et une facture multipliée par quatre. Ce réacteur de 1600 MW, le plus puissant de France, devrait être connecté au réseau d’ici la fin de l’été. Basé sur le principe de la fission, il diffère des autres centrales par une sûreté augmentée, incluant un haut niveau de redondance et la capacité de fonctionner en cas de perte totale d’alimentation électrique.
L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a délivré une autorisation de mise en service le 7 mai 2024. Depuis, EDF réalise des tests, d’abord à froid, puis avec de l’eau à plus de 300 °C pour vérifier les pompes et les grappes de régulation. Si les tests sont concluants, une demande d’autorisation de divergence sera transmise à l’ASN pour initier la fission d’ici fin juillet.
De nouveaux tests seront effectués à différents paliers de puissance (10%, 25%, puis jusqu’à 80%). À 25%, le réacteur sera raccordé au réseau pour alimenter ses premiers foyers. Si tout se passe bien, l’ASN pourrait autoriser le fonctionnement à pleine puissance d’ici la fin de l’année.
Questions posées fréquemment
Le prix de l’électricité en Europe est déterminé sur les marchés de gros selon le principe du « merit order ». Les centrales de production sont appelées en fonction de leur coût, en commençant par les sources les moins chères comme les énergies renouvelables et le nucléaire. Les centrales à gaz, plus coûteuses, sont généralement les dernières sollicitées. Comme le prix du gaz a fortement augmenté ces dernières années, il influence directement le prix de l’électricité lorsque ces centrales sont nécessaires pour répondre à la demande.
En France, l’électricité provient principalement des centrales (notamment nucléaires) et des importations d’autres pays européens. Avant d’être distribuée aux particuliers et entreprises, l’électricité est échangée sur le marché de gros européen. Ce marché permet aux producteurs d’électricité et aux fournisseurs de vendre et acheter l’énergie pour ensuite la redistribuer. Les échanges peuvent se faire pour une livraison à court terme (marché spot) ou à plus long terme (marché à terme).
Le prix de gros de l’électricité est fixé en fonction du coût de production de la dernière centrale nécessaire pour équilibrer l’offre et la demande. Étant donné que le gaz est une source d’énergie flexible et rapidement utilisable, il est fréquemment employé pour ajuster l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité.
Les fournisseurs, qu’ils soient historiques ou alternatifs, proposent ensuite des contrats aux consommateurs finaux avec différentes options tarifaires.
La régulation des marchés de gros de l’électricité est encadrée par le règlement européen du 25 octobre 2011, qui vise à garantir l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT).
En 2022 et 2023, les prix de l’électricité ont connu une forte hausse, ce qui a entraîné une crise énergétique. Cette crise a été provoquée par plusieurs évènements qui ont impacté les facteurs de variations de l’offre et de la demande. En effet, la reprise économique après la pandémie a augmenté la demande d’énergie, tandis que la guerre en Ukraine a perturbé l’approvisionnement en gaz naturel, une source clé pour la production d’électricité. De plus, les politiques climatiques, comme le marché européen du carbone, ont entraîné une hausse du prix du carbone, impactant à leur tour le coût de l’électricité, surtout pour les centrales thermiques.
La stabilité des prix dépend de la capacité du marché à équilibrer l’offre et la demande, avec un rôle important joué par les gouvernements, qui influencent la production et la consommation. Cependant, des événements imprévus comme les conflits ou les crises sanitaires continuent de peser sur le marché de l’électricité.
Le prix de l’électricité est lié au gaz en raison du fonctionnement du marché européen de l’énergie. Sur le marché de gros, le coût de l’électricité est fixé par le prix de la dernière source utilisée pour répondre à la demande, souvent des centrales à gaz. Bien que la majorité de l’électricité en France soit produite par le nucléaire ou les énergies renouvelables, le gaz devient la référence lorsque ces sources sont insuffisantes, ce qui explique l’indexation des prix de l’électricité sur les prix du gaz.
Le prix de l’électricité en Europe est influencé par la quantité de CO2 émise lors de sa production. Les producteurs d’énergie doivent acheter des droits d’émission pour avoir l’autorisation de rejeter du CO2, dans le cadre du marché européen du carbone. Plus la production est polluante, plus les centrales doivent acquérir des quotas d’émission. En France, certaines centrales, fonctionnant au charbon ou au gaz pour répondre aux pics de demande, notamment en hiver, sont concernées.
Lorsque le coût des quotas de CO2 augmente, cela entraîne également une hausse du prix de l’électricité. Toutefois, suite à l’invasion russe de l’Ukraine, le prix de ces quotas a fortement chuté.
