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Stabilité en trompe l’œil ? Nous avons insisté la semaine dernière sur la stabilité remarquable des prix à terme de l’électricité et la faible volatilité du gaz depuis maintenant plusieurs mois. Seuls quelques soubresauts liés à la géopolitique ont eu des répercussions, principalement sur le gaz et seulement pendant quelques jours. Cependant, ces prix ne conviennent pas à tous les acteurs, à commencer par EDF. Les résultats de l’électricien sont d’ailleurs en baisse de 25% au 1er semestre 2025. Le prix de l’électricité, le plus bas et le plus décarboné d’Europe selon Bernard Fontana, reste un atout qu’EDF entend préserver. Nommé PDG en mai, il recentre l’entreprise sur le nucléaire et l’hydraulique, reléguant l’éolien et le solaire au second plan. Il accélère le programme du nouveau nucléaire français (EPR 2), tout en renforçant la filière industrielle via Framatome (chaudières nucléaires) et Arabelle (turbines). Avec un plan d’économies, une baisse de la dette et la conclusion des contrats d’achat direct de la production nucléaire, l’objectif est clair : garantir la compétitivité et la souveraineté énergétique. Mais cette souveraineté a un coût – ainsi, EDF pense d’une part que le marché actuel est trop bas et d’autre part que les prix de gros devraient remonter pour se rapprocher des 70€/MWh.
À retenir : Les prix de marché vont ils s’envoler comme le laisse entendre EDF ? L’entreprise a besoin de plus de revenus pour financer ses investissements. EDF vise 70 €/MWh pour le marché mais ce n’est pas une prévision, plus une nécessité. Cependant, il est peu probable que ce seuil soit atteint à court terme sans une augmentation de la consommation, qui tarde à se manifester. En attendant, l’estimation des coûts du nucléaire historique par la CRE sera publiée en septembre. Ces coûts serviront de référence à tous les acteurs. Le niveau actuel du marché de gros à terme paraît lui intéressant pour négocier des contrats de fourniture sur 24 ou 36 mois. Les prix obtenus lors de notre dernier groupement d’achat sont d’ailleurs les meilleurs depuis plusieurs années, bien qu’ils restent assez proches des consultations du premier semestre 2025. Notre prochaine consultation a lieu à la rentrée – contactez-nous !
En bref :
- Bilan RTE du 1er semestre 2025 : le gestionnaire du réseau de transport d’électricité vient de publier son bilan du 1er trimestre. À mi-année 2025, le système électrique français confirme les tendances de 2024. La consommation reste stable, toujours inférieure de 6 à 7 % à celle d’avant-Covid, malgré des projets d’électrification industrielle en cours. La production est majoritairement décarbonée (95 %), avec une hausse du nucléaire et du solaire, mais un recul de l’hydraulique. La France continue d’exporter massivement (37,6 TWh), même si le record de 2024 (ndlr – 88TWH) sera difficile à battre. Les prix à terme sont très compétitifs, surtout face à l’Allemagne (ndlr – inférieurs de 24€/MWh). Malgré la hausse des prix spot, l’approvisionnement est assuré. Le défi reste la gestion des surplus d’électricité intermittente (éolien, solaire) en temps réel (déplacement de consommation, stockage d’électricité, flexibilité).
- Etude de l’ACER sur le prix de l’électricité et du gaz pour les particuliers : bien que seuls les prix pour les professionnels nous intéressent, les tendances pour les particuliers sont toujours instructives. L’Agence de l’UE pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) met ses analyses à disposition. On y apprend par exemple que la part énergie dans la facture finale est repassée sous les 50% au niveau Européen (et même 40% en France en raison d’une augmentation du TURPE et des taxes). Pour le gaz, la répartition est semblablement la même mais en France, la part énergie est plus proche des 50% (l’accès au réseau et les taxes sont moindres en gaz qu’en électricité). L’ACER considère également que les tarifs réglementés français jouent contre les consommateurs, qui n’ont pas accès à tous les bénéfices de la concurrence.
Les marchés :
- Marché de gros de l’électricité : ce sont les congés d’été et la demande baisse régulièrement, passant sous les 45GW. Cette baisse de demande a une incidence sur les produits au comptant ou “day-ahead” qui ont eu tendance à baisser. Les prix à terme restent dans leur tunnel de 60 à 65€/MWh, avec juste un petit pic en 2028 mais pour un volume d’échange limité.
- Marché de gros du gaz : Depuis la fin du conflit au moyen orient, les marchés sont atones. La stabilité s’est installée depuis environ un mois, indiquant que les prix suivent désormais l’offre et la demande. Nous ne pouvons que réitérer que cette demande est maintenant considérée en prenant en compte tous les continents, le GNL étant un marché mondialisé. Les stocks sont remplis à 67% au niveau européen et approchent 75% en France (plus ou moins le même niveau qu’il y a 12 mois, l’objectif étant de 90% avant l’hiver). L’accord entre l’Europe et les USA sur les droits de douane s’est traduit par un engagement d’achat plus important de GNL US (et de pétrole) par l’UE – cependant, les USA sont déjà à flux tendu. Et cette décision vient à rebours du “green deal”.
Suivi des prix de marché de gros de l’électricité : Baseload (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 18/07/2025 | 25/07/2025 | ||
| 2026 | 62,68 | 62,50 | ↓ |
| 2027 | 61,55 | 61,19 | ↓ |
| 2028 | 64,85 | 65,29 | ↑ |
Suivi des prix de marché de gros du gaz : Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 18/07/2025 | 25/07/2025 | ||
| 2026 | 32,92 | 32,09 | ↓ |
| 2027 | 29,45 | 29,01 | ↓ |
| 2028 | 25,83 | 25,76 | ↓ |