L’actu du marché de l’électricité et du gaz du 14/07/2025

VNU – le remplaçant de l’ARENH sous les critiques : le nouveau mécanisme de versement nucléaire universel (VNU) remplacera l’ARENH pour assurer la redistribution aux consommateurs d’une partie des revenus d’EDF issus du parc nucléaire français dans le cas de prix de l’électricité élevés. La controverse autour du mécanisme, prévu pour démarrer en 2026, soulève des préoccupations sur son efficacité à protéger les consommateurs et industriels face aux hausses de prix. Le VNU prévoit de redistribuer 50 % des revenus d’EDF au-delà de 78 €/MWh (environ), mais ce seuil est considéré comme trop élevé par de nombreux acteurs. Cela est particulièrement notable en comparaison avec l’ARENH fixé à 42 €/MWh, un niveau probablement insuffisant pour qu’EDF puisse remplir toutes ses missions. Cette situation pourrait donc limiter voire annuler la redistribution en période de crise. Les acteurs du marché déplorent également le manque de transparence sur les seuils et les revenus futurs d’EDF, rendant le système difficile à anticiper.
De plus, le VNU n’a pas été conçu pour faire face à des hausses brusques des prix, comme celles de 2022-2023, où EDF a subi des pertes dues à des problèmes de production (le VNU aurait alors été égal à 0). Le calendrier de vente d’EDF, qui vend de l’électricité plusieurs années à l’avance, risque aussi d’entraîner des désavantages pour certains consommateurs et des risques de disparité entre les utilisateurs en cas de flambée des prix (le VNU serait identique quelque soit la date de négociation de votre contrat).
Des critiques portent sur l’ajout de marges importantes au calcul des coûts de production. La marge ajoutée peut atteindre 35 €/MWh et elle relève d’une décision politique, tandis que la CRE est chargée de calculer les revenus d’EDF avec précision. D’ailleurs, la présidente de la CRE a annoncé le report du calcul des coûts nucléaires d’EDF à septembre (sources : La Tribune, conférence Europ’Energies, CRE).
Enfin, trois décrets doivent être publier sur les détails du VNU – un seul a été proposé aux parties prenantes à date.
À retenir : en résumé, l’acheteur d’énergie doit rester flexible et réactif, prévoir des protections contre les hausses imprévues et surveiller de près les évolutions du marché et des réglementations pour éviter des désavantages ou des surprises à long terme. Il s’agit de se rappeler que la part énergie (40 à 50% de la facture) de son contrat de fourniture d’électricité est maintenant 100% exposée au marché de gros. Cela implique une gestion cohérente des contrats d’électricité, non pas en pariant sur une baisse hypothétique des marchés de gros, mais en négociant à un moment opportun et en fixant des prix adaptés à son activité économique. Chercher à obtenir des prix plus bas dans un marché très volatil peut s’apparenter à une illusion. Le VNU, s’il devait être versé, se présentera comme une opportunité de baisse de la facture. 

En bref :

• CEE et évolution des coûts pour les consommateurs : analyse du CLEEE (gros consommateurs) – les Certificats d’Économie d’Énergie (CEE) obligent les fournisseurs d’énergie à financer des travaux d’économies d’énergie, mais la Cour des Comptes estime qu’une minorité des fonds aboutissent réellement à des économies. En 2024, la Cour a recommandé de réviser ou supprimer le dispositif. Pourtant, le gouvernement a décidé d’augmenter l’obligation des CEE de 57%, entraînant un doublement des coûts sur les factures d’électricité en 3 ans, pour atteindre 13€/MWh.
  À retenir : cette analyse du CLEE est un scénario du pire (on l’espère). Tout dépendra des gisements de CEE disponibles. Or le gouvernement vient de supprimer 10 fiches standards, ce qui n’augure rien de bon.  
• De nouvelles charges sur les consommateurs de gaz ? La CRE consulte les acteurs de marché sur la prise en compte, pour les gestionnaires d’infrastructures de gaz régulées, des coûts additionnels liés à la mise en œuvre du règlement européen sur les émissions de méthane. 
• Investissements dans les réseaux : Les gestionnaires RTE et Enedis ont prévu des investissements de 100 et 96 milliards d’euros respectivement d’ici 2040, afin d’adapter les réseaux électriques aux aléas climatiques et de soutenir la décarbonation de l’économie. RTE va investir 53 milliards pour raccorder les futurs parcs éoliens en mer, ainsi que les nouveaux réacteurs nucléaires, usines et centres de données. Chez Enedis, sur les 96 milliards prévus, seulement 10 seront alloués aux énergies renouvelables. (AFP)  
• Retour sur la PPE (Programmation pluriannuelle de l’énergie) : le Sénat, qui vient de voter la loi Gremillet, favorise le développement du nucléaire. Il reste vague sur les objectifs pour les énergies renouvelables (EnR). Les sénateurs cherchent un équilibre entre nucléaire et EnR. La proposition de loi prévoit que 58% de la consommation énergétique de la France soit décarbonée d’ici 2030, contre environ 40% actuellement.  
• Consommation de gaz : La consommation de gaz dans l’Union européenne (UE) a augmenté de 8 % au premier trimestre 2025 par rapport à la même période en 2024, atteignant 119 Gm3, selon un rapport publié le 4 juillet par la Commission européenne. Dans son analyse trimestrielle du marché du gaz, elle met en évidence cette tendance croissante qui « signale une possible fin de la contraction continue de la consommation de gaz de l’UE depuis 2021 ».
• Production d’électricité : En juin 2025, l’énergie solaire a pris la tête de la production d’électricité en Europe pour la première fois, représentant 22,1% du total, surpassant le nucléaire (21,8%) et l’éolien (15,8%), avec des records établis dans 13 pays. L’énergie éolienne a également connu de bons résultats, atteignant 15,8% de la production en juin après un début d’année compliqué. Par contre, la production d’électricité à partir de charbon a atteint un niveau historiquement bas, à 6,1% en Europe (52TWh), notamment en Allemagne et en Pologne, où la part du charbon a chuté à 12,4% et 42,9% respectivement (!!!). Les énergies fossiles, principalement le gaz et le charbon, restent cependant importantes, représentant 23,6% de la production en juin 2025, soit une légère hausse par rapport à 2024. Cette évolution s’explique en partie par une disponibilité réduite de l’hydroélectricité.

Les marchés :

• Marché de gros de l’électricité : que retenir du 2ème trimestre 2025 ? L’augmentation du nombre de prix de gros négatifs est une tendance lourde dans toute l’Europe, résultant de la construction rapide de capacités renouvelables et d’un manque de stockage et de demande flexible pour absorber les surplus d’énergie. C’est la Suède qui a enregistré le plus grand nombre d’heures négatives avec 506 heures. L’Espagne a suivi (459) alors que l’Allemagne (389), la France (363), la Belgique (361), la Finlande (363) et le Danemark (326) ont également dépassé les 300 heures. Corolaire : la production solaire totale pour le trimestre a atteint un record historique de 104,4TWh, dans un marché dont la demande est resté atone. À surveiller dans le futur proche : des conditions hydrologiques divergentes sur le continent. Le centre, le sud et le sud-est de l’Europe connaissent des niveaux de réservoirs inférieurs à ceux de 2024, ce qui pourrait augmenter le risque de tensions d’approvisionnement, notamment pour l’hydroélectricité et la navigabilité des rivières affectant le transport du charbon. En France, bien que la production nucléaire totale au T2 2025 n’ait pas été significativement affectée, la situation pourrait évoluer (corrosion sous contrainte et ajustement de la production à la température de l’eau de refroidissement). Les prix de gros ont aussi calqué la volatilité du gaz, même si les tendances étaient très amorties.     
• Marché de gros du gaz : bilan – sur le trimestre écoulé, les prix du gaz ont suivi une trajectoire en forme de “U”. Ils ont initialement baissé en raison d’une météo clémente et de l’optimisme lié aux pourparlers de paix russo-ukrainiens. Cependant, ils ont ensuite fluctué et rebondi temporairement en raison d’interruptions dans les champs gaziers norvégiens et de tensions géopolitiques croissantes au Moyen-Orient, notamment des préoccupations concernant la fermeture du détroit d’Ormuz. Les prix de gros TTF au comptant ont commencé le trimestre à 42,16 €/MWh, ont atteint un plus bas de 31,56 €/MWh le 29 avril, et ont clôturé le trimestre à 32,40 €/MWh après un pic à 41,26 €/MWh à la mi-juin. Les prix à terme ont connu une période plus calme même si la volatilité a été assez forte. Pour les prochains mois, les développements géopolitiques continuent d’être une force dominante sur les marchés européens, contribuant à la volatilité des marchés mondiaux du GNL et du gaz. Néanmoins, les stockages continuent de se remplir, atteignant 65% en France (sources : entso-e, EEX, Montel).    
    

Suivi des prix de marché de gros de l’électricité : au 10 juillet 2025
Baseload (€/MWh) :

Suivi des prix de marché de gros du gaz :
Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :