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Le vrai du faux : les échanges sur programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) ont généré beaucoup d’informations et la diffusion de chiffres plus ou moins précis. Aussi, le 1er septembre 2025, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a publié un document de clarification sur dix affirmations circulant dans le débat public concernant l’électricité et le gaz, dont plusieurs concernent le secteur professionnel. Parmi les faits mis en exergue, la CRE confirme l’augmentation du soutien public aux énergies renouvelables pour 2025 (par rapport à 2024), tout en rappelant que la France reste un pays exportateur net d’électricité. Contrairement à certaines idées reçues, la CRE réfute que les factures d’électricité aient doublé en dix ans ou que les renouvelables ou la fin des TRV soient responsables de la hausse récente des tarifs pour les professionnels. Elle souligne également que le soutien du secteur de la production d’électricité reste étroitement lié au marché de gros de l’électricité. Le développement des énergies (renouvelables ou nucléaires) engage inévitablement un soutien public, mais il est qualifié de nécessaire face aux exigences de sécurité d’approvisionnement et de transition énergétique, à moyen terme .
À retenir : le débat est nécessaire. Ce document de la CRE a l’avantage de remettre certaines données à plat. Il explique les liens entre coûts pour le budget de l’état du déploiement des énergies renouvelables et les prix du marché de gros (négatif si le marché chute, bénéfique en cas de hausse). Il ne précise pas la confusion entendue dans la presse grand public qui existe entre prix de marché (spot ou à terme) et prix facturé (le contrat de fourniture). Enfin, il parait utile de rappeler que le TRV (Tarif réglementé de vente) est un tarif indexé sur le marché de gros et n’est pas le garant de payer moins cher en dépit des commentaires de certains partis politiques.
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En bref :
- Décrets et arrêtés : la fin annoncée du gouvernement et l’absence de décisions sur la PPE3 n’empêche pas les ministères de prendre des décisions sur l’énergie.
- Le décret n° 2025-910 du 5 septembre 2025 fixe les règles que doit suivre la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour évaluer les coûts complets de production d’électricité des centrales nucléaires historiques. Il précise les éléments à inclure (investissements, exploitation, provisions…)
À retenir : ce décret établit la méthodologie de calcul servant de base pour déterminer la référence du Versement Nucléaire Universel (VNU), qui remplacera l’ARENH à partir du 1er janvier 2026. Toutefois, une révision pourra être lancée si un écart d’au moins 3 €/MWh est observé lors des mises à jour annuelles, en cas de changement substantiel des charges provisionnées, ou si les ministres de l’Énergie ou de l’Économie en font la demande. Ce dernier critère introduit une dimension politique dans le calcul. L’objectif du VNU est de garantir que tous les consommateurs continuent à bénéficier des coûts associés au nucléaire historique, notamment si le marché de gros s’emballait. Il ne reste plus qu’à attendre le résultat du calcul ! - Arrêté du 3 septembre 2025 relatif aux modalités de contrôle des installations de production de biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel : l’arrêté définit les modalités de contrôle des installations produisant du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel.
À retenir : c’est une étape vers la définition du certificat de production de biométhane (CPB) qui viendra se rajouter dès 2026 aux factures de gaz avec l’objectif de soutenir le développement du gaz renouvelable. Indolore en 2026, ce certificat pourrait représenter plusieurs €/MWh dès 2027. - La CNDP lance un débat public sur le schéma décennal de développement du réseau électrique (SDDR) de RTE, impliquant environ 100 milliards d’euros d’investissements d’ici 2040. Le public est invité à s’exprimer jusqu’au 14 janvier 2026 via des événements en ligne et en présentiel, afin d’informer les choix liés aux enjeux environnementaux, climatiques et d’infrastructures.
À retenir : les investissements de RTE sont nécessaires à l’entretien du réseau électrique, au déploiement des énergies renouvelables (notamment l’éolien en mer), à l’augmentation prévue de la consommation électrique (hypothétique à ce jour) et à l’adaptation au réchauffement climatique. Ces investissements sont déjà partiellement considérés dans l’évolution du TURPE (tarifs d’utilisation des réseaux)
- Le décret n° 2025-910 du 5 septembre 2025 fixe les règles que doit suivre la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour évaluer les coûts complets de production d’électricité des centrales nucléaires historiques. Il précise les éléments à inclure (investissements, exploitation, provisions…)
- Bon à savoir
- Contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) : EDF signe des CAPN avec Lafarge et avec Data4 (centre de données). Le prix de cet achat direct d’électricité nucléaire entre Lafarge et EDF serait de 55€/MWh. Ce pourrait être une indication du coût approximatif du nucléaire historique chez EDF, auquel il faudrait rajouter le coût de trésorerie porté par Lafarge (avance de tête).
- Subventions : l’Allemagne prévoit 26 milliards d’€ d’allègements fiscaux pour baisser le prix de l’énergie : forte réduction de la taxe sur l’électricité, aides au financement du réseau, et économies annuelles d’environ 150 € par ménage dès 2026. Les entreprises en bénéficieront également. Cette subvention, qui est plus basse que celle négociée par la coalition au pouvoir, intervient alors que l’Allemagne expérimente une nouvelle hausse des prix de marché au comptant de l’électricité en raison de l’absence de vent (plus de 120€/MWh contre 60€/MWh en France).
- Empreinte CO2 de la production d’électricité : ElectricityMap a publié une mise à jour de l’intensité CO2 liée à la production d’électricité par pays en Europe (moyenne des 12 derniers mois). Les très bons élèves incluent les pays à forte dominance hydroélectrique (Suède – 18 gCO2/kWh produit ; Suisse – 27 gCO2/kWh ; Norvège – 29 gCO2/kWh) ou la France (30 gCO2/kWh). De l’autre côté de l’échelle on trouve la Pologne (beaucoup de charbon, 713 gCO2/kWh) ou l’Allemagne (375 gCO2/kWh). L’Allemagne souffre de sa dépendance au charbon et au gaz pour équilibrer son réseau, en dépit des centaines de milliards investis dans le développement des énergies renouvelables. L’Espagne qui a largement parié sur le renouvelable enregistre 134gCO2/kWh.
Les marchés :
- Marché de gros de l’électricité : sur le marché au comptant ou à moyen terme, la France exportait et est restée découplée des pays voisins grâce à sa production nucléaire élevée (en dépit des baisses de production de certaines centrales nucléaires) et à une demande toujours relativement basse. Le rapport entre les prix de gros en France et ceux de ses voisins s’établit à 1 sur 2 voir 1 sur 3. Les prix quand à eux suivent plus ou moins la volatilité du gaz.
- Marché de gros du gaz : le marché reste stable à court, moyen et long terme. Les premières livraisons de GNL Russe vers la Chine soulèvent néanmoins des questions géopolitiques. Cette situation instable est le leitmotiv de ce marché mondialisé depuis 2 ans. La ligne directe établie entre Russie et Chine, qui sera bientôt complétée par un gazoduc, pourrait pousser le marché de gros européen à la baisse. La France a largement dépassé les niveaux de remplissage de ses stocks de gaz (86%) tandis que l’Europe stagne à 79%.
Suivi des prix de marché de gros de l’électricité : Baseload (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 29/08/2025 | 05/09/2025 | ||
| 2026 | 59,83 | 60,03 | ↑ |
| 2027 | 59,50 | 59,50 | = |
| 2028 | 63,38 | 63,29 | ↓ |
Suivi des prix de marché de gros du gaz : Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 29/08/2025 | 05/09/2025 | ||
| 2026 | 30,43 | 30,68 | ↑ |
| 2027 | 28,16 | 28,42 | ↑ |
| 2028 | 25,74 | 25,79 | ↑ |