Publication du coût de production nucléaire 2026-2028 : un repère clé pour les entreprises. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a récemment dévoilé son estimation du coût complet de production de l’électricité nucléaire pour la période 2026–2028, fixé à 60,3 €/MWh (en euros 2026). Actuellement, EDF vend une partie de sa production nucléaire à un tarif fixe de 42€/MWh grâce au mécanisme de l’ARENH. Toutefois, ce système prend fin en décembre 2025. À partir de 2026, EDF devra vendre l’intégralité de sa production sur le marché de gros. Il pourrait alors être soumis à une taxe sur ses revenus excédentaires. Cette taxe sera calculée sur la base du coût de référence (60,3€/MWh) actualisé, majoré d’une prime fixée par l’État, variant entre 5 et 25 €/MWh. Les sommes collectées seront redistribuées aux consommateurs sous forme du Versement Nucléaire Universel (VNU).
Par ailleurs, la CRE a également estimé que pour la période 2029-2031, les coûts complets pourraient atteindre 63,4€/MWh (en € 2026).
EDF a anticipé cette publication et a exprimé son désaccord avec les chiffres de la CRE, qu’il juge sous-estimés. Le groupe projette des coûts réels de 79,7 €/MWh pour la période 2026-2028 et 81,5 €/MWh pour 2029-2031. Il met en avant plusieurs facteurs : un coût du capital plus élevé, des incertitudes liées à la concurrence européenne et des coûts de maintenance ou de renouvellement non totalement pris en compte par la CRE.
Malgré ces différences, les estimations du régulateur offriront un point de repère crucial pour le marché de l’électricité et donc pour les acheteurs comme les fournisseurs dans les années à venir.
À retenir : pour les entreprises consommatrices d’électricité, ce référentiel de 60,3 €/MWh devient un outil indispensable. Il sert de base stable, pour analyser l’évolution des prix de l’électricité et donc mieux choisir entre contrats à prix fixes ou variables.
Il permet de négocier plus sereinement : en comparant le prix du marché au coût de référence, les entreprises peuvent évaluer si une offre est établie dans un contexte compétitif ou si le marché est sous-estimé ou surévalué. Actuellement, les prix de gros semblent assez équilibrés par rapport à cette estimation. Cela nous permet également d’anticiper que le VNU sera nul en 2026.
Bien qu’il reste difficile de prédire la direction exacte des prix, les entreprises doivent rester vigilantes face aux fluctuations. Les risques de hausse (notamment géopolitiques ou techniques) semblent plus importants que les perspectives de baisse.
En résumé : cette évaluation de la CRE constitue un repère solide pour comprendre et anticiper l’évolution du prix de l’électricité nucléaire. Elle aide les entreprises à prendre des décisions éclairées sur le long terme, que ce soit pour sécuriser leur approvisionnement, optimiser leurs coûts ou négocier des contrats plus adaptés.
Bon à savoir
- Autoconsommation collective : selon Enedis, 51MW de capacité pour 544 opérations d’autoconsommation collective photovoltaïque sont actives sur le territoire français. L’autoconsommation collective est un système où plusieurs consommateurs d’électricité partagent la production d’énergie solaire via le réseau public, permettant de réduire les coûts et de favoriser la transition énergétique. L’installation de production doit se situer à moins de 2km des points de consommation. Pour l’autoconsommation, au total, le gestionnaire de réseau compte 477 000 sites et 4,7GW installés
- Différentiation : le déploiement des énergies renouvelables à coût marginal nul et le déploiement de Linky permettent aux fournisseurs de proposer des offres innovantes. On a connu des fournisseurs peu scrupuleux qui proposaient des offres au spot pour les particuliers (offres très risquées). Engie a développé une offre pour les particuliers alignée avec le pic de production solaire : pendant 2 heures par jour, au milieu de la journée, le prix de l’énergie est à 0€/MWh. La question devient : comment déplacer sa consommation pendant ce petit créneau horaire.
- Retour à début 2025 : le black-out survenu en janvier 2021 en Espagne et au Portugal a été provoqué par une défaillance technique dans un relais de protection du système électrique. Ce relais, essentiel pour réguler l’équilibre entre production et consommation, a mal réagi à un excédent de production d’électricité, principalement d’origine éolienne (surtension). Cette panne, d’une ampleur inédite, a conduit à un décrochage du réseau, affectant les deux pays. L’enquête a mis en lumière des problèmes de gestion et de communication entre les opérateurs de réseau, ainsi que des lacunes dans la coordination au niveau européen, ce qui a amplifié l’impact du black-out.
- Consommation primaire d’énergie en France : en 2024, plus de 15 % de l’énergie consommée en France est renouvelable, derrière le nucléaire et le pétrole et devant le gaz naturel (ministère de l’environnement)
Les marchés :
- Marché de gros de l’électricité : depuis le 1er octobre 2025, le marché au comptant de l’électricité passe au rythme de 15 minutes, avec en point de mire une meilleure intégration des énergies renouvelables : le système électrique devrait être plus réactif. Avant cette date, la bourse fonctionnait avec une granularité horaire (Attention : ne pas confondre avec les relèves des consommations qui sont effectuées au pas 10 minutes). Ce passage aura un autre effet : celui de générer plus de volatilité sur le marché de court terme. Cette nouvelle configuration ne change pas le fonctionnement des échéances futures, qui restent globalement stables. Nous surveillerons les effets de l’annonce de la démission du 1er ministre, avec des conséquences sur le Cac 40. A l’heure où nous écrivons ces lignes, EEX (la bourse de l’électricité) s’inscrit plutôt en légère hausse dans la continuité de la semaine passée, l’instabilité politique n’ayant pas rattrapé le marché de gros.
Remarque : Les prix restent en “contango” : ceux de 2028 dépassent ceux de 2027, qui eux-mêmes dépassent les prévisions pour 2026. Une situation unique en Europe, mais qui pourrait s’expliquer par une convergence des prix à moyen terme. En effet, la France commence avec un prix 2026 parmi les plus bas d’Europe, contrairement à nos voisins comme l’Allemagne, où ils sont bien plus élevés. Les tendances semblent se rapprocher, avec un marché français qui reste toujours plus compétitif. - Marché de gros du gaz : les réserves françaises atteignent maintenant 92%, avec une hausse significative des flux venant de Norvège et des livraisons soutenues en GNL. En Europe, les stocks se maintiennent à 83%. La hausse des flux et les bonnes perspectives de livraison, soit une offre plus abondante que la demande, tirent les prix de gros à la baisse sur toutes les échéances. Point intéressant : la tendance gazière et celle de l’électricité sont à rebours l’une de l’autre. Ces tendances différentes montrent le découplage de plus en plus prononcé entre gaz et électricité.
Suivi des prix de marché de gros de l’électricité : Baseload (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 26/09/2025 | 03/10/2025 | ||
| 2026 | 57,35 | 58,35 | ↑ |
| 2027 | 57,92 | 59,40 | ↑ |
| 2028 | 61,56 | 62,77 | ↑ |
Suivi des prix de marché de gros du gaz : Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 26/09/2025 | 03/10/2025 | ||
| 2026 | 31,30 | 29,92 | ↓ |
| 2027 | 29,07 | 28,24 | ↓ |
| 2028 | 26,47 | 25,85 | ↓ |