Versement Nucléaire Universel. Une mission d’information parlementaire critique largement le plan du gouvernement français et d’EDF pour maîtriser les factures d’électricité à partir de 2026. Ce plan remplace l’ancien mécanisme de l’ARENH et permettrait à EDF de fixer librement ses prix de vente en fonction du marché, avec une redistribution des profits excédentaires à l’État, censée protéger les consommateurs (les profits sont reversés aux consommateurs sous la forme du Versement Nucléaire Universel – VNU). Cependant, les parlementaires estiment que ce dispositif est complexe, opaque et imprévisible et qu’il ne protège pas suffisamment les consommateurs des fluctuations du marché, tout en risquant de compromettre la capacité d’investissement d’EDF. La mission mentionne des alternatives, telles que l’idée d’un contrat pour différence (CFD) pour réguler les prix. Le CFD avait été envisagé favorablement par les services de Bercy en 2023. Le mécanisme reposait sur la définition de deux prix clés : un prix plafond et un prix plancher. Il avait reçu l’aval de Bruxelles. Malgré ces avantages et l’accord de la Commission européenne, l’option du CFD a été finalement écartée par la France, sous la pression d’EDF. EDF tablait alors sur des prix de vente au marché de gros bien supérieurs au marché actuel. La baisse du marché de gros amène l’électricien et les politiques à potentiellement revoir leur copie.
À retenir : l’objectif d’EDF était de dégager des marges suffisantes pour pouvoir investir dans les futurs réacteurs nucléaires. Le niveau du marché actuel pourrait mettre EDF en difficulté. Le rapporteur de la mission a regretté l’abandon de l’option CFD, estimant qu’il serait “la moins pire des solutions dans le cadre existant”. Il propose aussi de rétablir un monopole d’EDF sur la production et la fourniture d’électricité et souhaite un débat législatif spécifique sur la question des prix de l’électricité. Actuellement, les discussions sur le VNU font partie intégrante de la loi de finance qui est, comme on le sait, en souffrance.
Au final, ces discussions ne donnent pas une idée précise de la stratégie tarifaire en France, ce qui crée encore une fois de l’incertitude pour les consommateurs.
Notre recommandation demeure : les marchés étant bas, ne tardez pas à négocier vos contrats d’électricité. Vous aurez toujours l’occasion de discuter avec les fournisseurs lorsque les décisions politiques seront prises. Les contrats que nous négocions comportent une clause sur les évolutions réglementaires actuelles et futures.
Bon à savoir
- CEE : le marché des Certificats d’Économies d’Énergie (CEE) montre des évolutions contrastées. Les prix des CEE classiques se stabilisent grâce à une bonne couverture de l’obligation (90,45 % en septembre 2025, contre 84,4 % en juillet), malgré la raréfaction des gisements. Le marché des CEE Précarité continue de progresser, avec un taux de couverture de 87,28 % au 1er septembre 2025, contre 84,8 % en juillet. Cette hausse reste plus modérée par rapport aux CEE classiques, et elle témoigne d’une demande toujours croissante pour soutenir les ménages en situation de précarité énergétique. Le rythme d’engagement est encore insuffisant pour atteindre les objectifs de la prochaine période, malgré une situation maîtrisée à court terme.
À retenir : comme annoncé dans nos infolettres précédentes, le prix des CEE continue de monter – la 6ème période (qui débute au 1er janvier 2026) reste très floue et aura un impact sur toutes les factures de gaz et d’électricité pour les consommateurs assujettis aux CEE. - Equilibre du réseau : les leçons du blackout espagnol continuent. Lors d’un événement SunTech, RTE (le gestionnaire de transport de l’électricité) a rappelé aux producteurs d’énergies renouvelables leurs responsabilités dans un système électrique en pleine mutation. Pour atteindre 135 GW d’éolien et solaire d’ici 2040, la flexibilité du réseau devra presque doubler d’ici 2035. RTE appelle les producteurs à mieux programmer leurs injections, participer activement aux mécanismes d’ajustement (y compris en proposant des réductions de production) et à se conformer aux obligations de prévision quotidiennes dès 2026. Les EnR doivent devenir pleinement actrices de l’équilibre offre-demande. Récemment, 9GW (soit l’équivalent de 9 réacteurs nucléaires) de production solaire ont été retirés brutalement du réseau sans information vers RTE ; les prix de marchés étaient trop faibles voire négatifs ce qui n’intéressait pas les producteurs. Le réseau aurait pu s’écrouler.
Pendant ce temps, les batteries qui pourraient stocker l’électricité en surplus peinent à être rentables. 13 GW de projets sont en attente de raccordement. RTE a reçu 10 GW de demandes, dont 3 GW déjà validés. La rentabilité reste floue. - Un médiateur très actif sur les réseaux : le médiateur de l’énergie accompagne les particuliers dans leurs litiges avec les fournisseurs. Néanmoins, ses publications peuvent aussi intéresser les professionnels. Ses deux dernières articles concernent par exemple une explication sur les lignes composant une facture. Mais soyons précis : les factures des pros sont souvent encore plus nébuleuses. Dernièrement, il épingle aussi les comparateurs : une étude publiée cette semaine par le cabinet Qualimetrie indique que la transparence et le conseil ne sont pas toujours au rendez-vous.
À retenir : chez WattValue, nous vous accompagnons pour vérifier vos factures. Nous sommes également complètements indépendants des fournisseurs et transparents sur nos rémunérations.
Les marchés :
- Marché de gros de l’électricité : le prix de l’électricité suit celui du CO2 et du gaz. Ce dernier a eu tendance à être un peu plus volatil ces derniers temps alors que le CO2 a été tiré à la hausse par des achats de certificats importants. La situation au moyen orient pourrait stabiliser les marchés, qui restent somme toute assez sages après avoir connu une baisse de quelques pourcents ces dernières semaines.
- Marché de gros du gaz : les stocks de gaz de l’UE atteignaient 83% avec 945 TWh au 09 octobre 2025, contre plus de 94,5% l’an dernier, selon les données de l’AGSI. D’ici mars 2026, les volumes de stockage pourraient chuter à 29%, le plus bas niveau en 7 ans selon l’analyste KPLER repris par Reuters. Ces niveaux laissent peu de marge en cas d’hiver rigoureux. Les niveaux en France sont bien supérieurs (92,4%) mais la solidarité européenne jouera en cas de pénurie. L’Allemagne reste à un niveau très bas (76%) alors qu’il s’agit du plus gros consommateur (elle était à 96% en 2024).
Suivi des prix de marché de gros de l’électricité : Baseload (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 03/10/2025 | 10/10/2025 | ||
| 2026 | 58,35 | 58,58 | ↑ |
| 2027 | 59,40 | 59,95 | ↑ |
| 2028 | 62,77 | 63,15 | ↑ |
Suivi des prix de marché de gros du gaz : Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 03/10/2025 | 10/10/2025 | ||
| 2026 | 29,92 | 30,23 | ↑ |
| 2027 | 28,24 | 28,36 | ↑ |
| 2028 | 25,85 | 25,98 | ↑ |