Des prix modérés… mais une équation encore fragile
Électricité : des niveaux attractifs soutenables ?
Depuis début février, les produits à terme français CAL 27, CAL 28 et CAL 29 évoluent autour de 52 à 58€/MWh sur l’EEX. Le marché semble stabilisé : gaz en repli, disponibilité nucléaire en amélioration, solaire en forte progression. Pour les acheteurs professionnels, la visibilité budgétaire s’améliore nettement.
Mais une question demeure : ces prix reflètent-ils les fondamentaux économiques du système ?
Un élément central est la valorisation actuelle du nucléaire, qui selon plusieurs analyses sectorielles demeure en dessous de ce qui est considéré comme son coût complet de production sur la période 2026–2030, estimé autour de 60-65€/MWh par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).
Cette situation se reflète aussi dans les contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) proposés par EDF aux industriels. Ces contrats de long terme, destinés à remplacer progressivement l’ARENH, doivent permettre aux entreprises d’accéder directement à une part de la production nucléaire en partageant certains coûts et risques.
Pour l’instant, les signatures restent limitées et portent sur des volumes encore modestes, très en deçà des ambitions initiales qui visaient plusieurs dizaines de TWh.
CO₂, charbon, gaz : des signaux qui se contredisent
Le prix du CO₂ européen (EU ETS) se situe actuellement autour de ~70-75€/t, après avoir franchi des niveaux plus élevés auparavant et tout en restant influencé par les évolutions politiques et les perspectives réglementaires du système carbone européen.
Le charbon API2, référence pour le charbon thermique en Europe, reste élevé. Soutenu par des tensions d’offre et un regain ponctuel des centrales thermiques européennes. Le spread charbon‑gaz crée encore des arbitrages fossiles, preuve d’un système en transition, pas encore stabilisé.
En février le gaz, quant à lui, se replie. Le débat sur un éventuel découplage électricité‑gaz refait surface, sans consensus.
France : retour assumé à la souveraineté électrique
Un cap clair : priorité au nucléaire
La France a désormais tranché. Après des années de débats, le pays assume pleinement un retour stratégique au nucléaire. Le gouvernement ne se contente plus d’afficher une ambition : il l’organise. Six EPR2 sont engagés, l’objectif de production grimpe à 380-420 TWh à l’horizon 2030, et l’idée même de fermer des réacteurs a été rangée au rayon des anciennes intentions.
Avec l’électrification accélérée de l’économie, data centers, hydrogène, transports, industrie, le Gouvernement choisit de sécuriser en priorité un socle massif, capable d’amortir la variabilité croissante des renouvelables et de garantir des prix stables sur le long terme.
Renouvelables : ambition maintenue, cadence ajustée
Côté renouvelables, l’année 2025 illustre bien la nouvelle approche française : l’ambition reste élevée, mais la cadence se pilote désormais avec davantage de réalisme.
Le solaire continue d’avancer à un rythme soutenu : 5,9 GW raccordés en un an, portant le parc à 30,4 GW, désormais devant l’hydroélectrique.
L’éolien terrestre, en revanche, marque le pas. Avec seulement 0,9 GW supplémentaires, la progression ralentit pour la troisième année consécutive, freinée par des contraintes réglementaires et territoriales, mais aussi par des arbitrages stratégiques.
Cette dynamique plus maîtrisée se reflète dans la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie. Les objectifs 2035 restent ambitieux : 55 à 80 GW solaires, 35 à 40 GW d’éolien terrestre, 15 GW offshore, mais leur trajectoire évolue.
Le solaire devient une variable d’ajustement, dépendante de la future courbe de consommation électrique. L’éolien terrestre mise davantage sur la remotorisation des parcs vieillissants, plus rapide à déployer. Quant à l’offshore, la France revoit son rythme pour contenir la hausse des coûts, notamment sur le flottant.
Derrière ces choix se dessine une constante : la France veut se donner les moyens d’électrifier son économie sans perdre la maîtrise du tempo. Dans un système où la production décarbonée augmente plus vite que la capacité du réseau à l’absorber, la prudence devient une forme de stratégie.
Un système électrique sous tension : réseau, flexibilité et volatilité
Un réseau à moderniser d’urgence
La CRE a acté ce que tous les acteurs observent depuis deux ans : le réseau devient le point de tension de la transition. Elle valide un programme colossal, près de 80 milliards d’euros d’ici 2040, pour renforcer les lignes existantes, adapter les infrastructures au climat et accueillir les nouveaux usages : hydrogène bas‑carbone, électrification industrielle, data centers, etc.
Ces investissements ne relèvent plus de l’anticipation, mais de la nécessité. Les ouvrages les plus structurants demandent jusqu’à dix ans pour sortir de terre. Autrement dit, il faut construire aujourd’hui un système capable de soutenir la demande de 2035, alors même que cette demande reste incertaine.
Le renforcement des interconnexions s’inscrit dans cette logique : la France passera à 26 GW de capacité aux frontières, essentiels pour lisser les excédents solaires, sécuriser les pointes hivernales et amortir les aléas météorologiques qui déstabilisent les marchés voisins.
Des écrêtements qui ne sont plus l’exception
L’année 2025 marque un tournant dans la gestion des renouvelables. Selon le Bilan électrique 2025 publié par RTE, les volumes d’énergie solaire et éolienne modulés lors d’épisodes de prix négatifs ont doublé en un an pour atteindre environ 3 TWh, dont 1,6 TWh de solaire et 1,3 TWh d’éolien terrestre.
La France a d’ailleurs enregistré 513 heures de prix spot négatifs, contre 352 en 2024.
Dans le même temps, la capacité photovoltaïque et éolienne intégrée au mécanisme d’ajustement a été multipliée par dix : 5,6 GW d’ENR sont désormais capables de moduler sur signal de RTE.
Ces modulations, qu’elles répondent à un signal prix ou à un besoin d’équilibrage, montrent que la gestion des renouvelables devient une composante structurelle du fonctionnement du système électrique.
La volatilité intraday, nouvelle signature d’un système sous contrainte
La montée en puissance du solaire et le passage au pas 15 minutes sur les marchés européens ont profondément modifié les prix intraday. Les analyses convergent : la volatilité se concentre désormais aux extrêmes de la journée, dessinant une courbe typique en “U”, prix bas autour de midi et prix élevés en matinée et en soirée.
Ce mécanisme se renforce à mesure que le photovoltaïque gagne du poids, car la chute rapide de sa production en fin d’après‑midi crée des rampes de prix plus abruptes.
Ensuite, le réseau ajoute sa propre couche de volatilité. Certaines zones connaissent des écarts intraday importants lorsque les flux transfrontaliers se saturent ou quand des régions très ventées ne peuvent exporter suffisamment. Ces congestions génèrent des prix locaux plus élevés ou plus bas selon que la zone est déficitaire ou excédentaire.
Enfin, cette nouvelle dynamique pousse les acteurs à multiplier les stratégies d’arbitrage intraday. Le passage à l’enchère day‑ahead en pas de 15 minutes (octobre 2025) a élargi les spreads journaliers, renforçant l’intérêt des arbitrages DA/ID, des spreads régionaux et des spreads technologiques entre vent et soleil.
Dans un système où la météo change vite, où les congestions apparaissent puis disparaissent, et où le solaire modifie profondément la courbe de prix, la valeur ne se joue plus sur le prix moyen, mais sur le moment du prix : ce que montre désormais chaque journée de marché.
Europe : entre ambition climatique et pragmatisme économique
Une ambition 2040 maintenue, mais ajustée
Avec l’objectif de –90% d’émissions d’ici 2040, l’Union européenne maintient un cap climatique ambitieux. Cette architecture est strictement conforme au compromis présenté au Conseil : elle s’accompagne d’une clause de révision économique, permettant d’ajuster la trajectoire si la politique climatique menace la compétitivité européenne.
L’Union conserve donc une ambition élevée, mais adopte une mise en œuvre plus pragmatique après les tensions industrielles et énergétiques de 2022–2023.
ETS2 : un signal carbone sous contrôle politique
Le futur ETS2, qui couvrira les émissions des bâtiments et du transport routier, entrera finalement en vigueur en 2028, un an plus tard que prévu.
Ce report vise explicitement à éviter une mise en œuvre en période de prix élevés.
Le mécanisme inclut désormais des filets anti‑volatilité, une libération de quotas si les prix dépassent un seuil et un plafond de prix.
L’objectif est clair, éviter un choc violent sur le chauffage et les carburants, tout en envoyant un signal-prix crédible pour la décarbonation.
L’anomalie européenne : une électricité trop taxée pour électrifier
Derrière cet ajustement technique, un chantier bien plus structurel a pris de l’ampleur : celui de la fiscalité énergétique.
À Anvers, Ursula von der Leyen a rappelé une réalité devenue intenable : l’électricité, pourtant majoritairement décarbonée, reste plus taxée que le gaz dans de nombreux États membres. Une situation paradoxale alors même que l’Europe fonde sa stratégie climatique sur l’électrification des usages.
Un repositionnement fiscal pour soutenir la réindustrialisation
Bruxelles pousse désormais pour :
- Réduire les accises électriques ;
- Alléger les charges parafiscales ;
- Lieux taxer les produits fossiles selon leur impact ;
- Et mobiliser davantage les recettes carbone pour financer la transition.
Ces orientations s’inscrivent dans la révision en cours de la directive sur la taxation de l’énergie, dont l’objectif est d’aligner la fiscalité sur la hiérarchie climatique : taxer davantage les énergies fossiles et rendre l’électricité plus compétitive.
Pour la première fois, les politiques industrielle, climatique et énergétique convergent vers un même objectif : faire de l’électricité décarbonée un levier de compétitivité.
