Électricité : des prix sous pression toute la fin du mois
Juillet a rompu avec le calme de juin. Semaine après semaine, les prix de l’électricité ont grimpé sur les marchés. Deux forces ont joué de concert : une canicule qui a fragilisé la production, et un gaz reparti à la hausse. Décryptons cette mécanique, échéance par échéance.
La hausse s’installe, semaine après semaine
Le mouvement est net sur l’échéance de référence : le CAL-27, le contrat qui fixe le prix de l’électricité pour l’année 2027. Début juillet, il s’échangeait autour de 57€/MWh. Au 24 juillet, il atteignait déjà 70,56€/MWh (source : EEX), son plus haut niveau depuis août 2024. Plus de 13€/MWh gagnés en quelques semaines à peine.
Les échéances les plus courtes ont réagi encore plus violemment. Le contrat hebdomadaire pour livraison de la semaine du 27 juillet s’est envolé jusqu’à 121,90€/MWh, son plus haut depuis janvier 2026, soit une hausse anticipée de près de 27% d’une semaine à l’autre. La règle de l’été se vérifie : dès que la production faiblit sous la chaleur, les échéances proches s’enflamment.
Pourquoi suivre ces chiffres de près ? Parce que ce sont ces prix à terme, et non le prix spot du jour, qui déterminent le coût d’un contrat d’approvisionnement pluriannuel. Pour une entreprise ou une collectivité, ils constituent le vrai repère au moment de sécuriser son budget.
Une courbe à terme à 2 visages
Toutes les échéances n’ont pourtant pas suivi le même rythme. Et c’est là que la situation devient intéressante pour qui prépare ses achats.
Regardons les chiffres au 24 juillet 20261 :
| Échéance | Prix | Variation hebdo |
|---|---|---|
| Cal-27 | 70,56€/MWh | +8,75% |
| Cal-28 | 53,87€/MWh | +4,44% |
| Cal-29 | 53,68€/MWh | +1,00% |
Le contraste saute aux yeux. L’année 2027 concentre les tensions, avec un bond sur la semaine. À l’inverse, les échéances 2028 et 2029 restent nettement plus sages, autour de 53 à 54€/MWh, avec des variations bien plus contenues.
Comment expliquer un tel écart ? La réponse tient à la nature même du choc. Les événements de juillet, canicule et tensions géopolitiques, pèsent surtout sur le court terme. Les marchés intègrent ces risques immédiats dans les prix les plus proches. En revanche, les années lointaines restent moins exposées à ces à-coups ponctuels.
Pour un acheteur professionnel, cette lecture ouvre une piste. Quand le court terme s’emballe, les échéances éloignées peuvent offrir des fenêtres de couverture plus attractives.
Ce qui a fait grimper les prix
La hausse de juillet n’a rien d’un hasard. Trois facteurs se sont additionnés au même moment : une canicule qui a rogné la production nucléaire, un gaz tiré vers le haut par la géopolitique, et une sécheresse qui a affaibli l’hydraulique. Passons en revue cette mécanique à 3 étages.
La canicule met le nucléaire sous contrainte
Commençons par le principal moteur français. En France, le nucléaire assure près de 70% de la production d’électricité. Or, cet été, la chaleur l’a directement fragilisé.
La raison est simple. De nombreux réacteurs puisent l’eau des fleuves pour se refroidir. Quand cette eau devient trop chaude, ou que le débit baisse, EDF est légalement tenu de réduire leur puissance, voire de les arrêter. Cette règle protège la biodiversité des cours d’eau contre des rejets trop chauds. La contrainte est environnementale, elle n’a rien à voir avec la sûreté des installations, qui reste garantie à tout instant.
Juillet a mis cette mécanique à rude épreuve. Le 12 juillet, au plus fort de la canicule, les baisses de puissance liées à la chaleur ont atteint un record de 9,2 GW, soit près de 15% de la capacité nucléaire installée. Onze réacteurs étaient concernés, surtout le long du Rhône et de la Garonne, alors que le mercure grimpait jusqu’à 42,3 °C. Un record qui en efface un autre, tout récent : celui de 8,4 GW, établi quelques semaines plus tôt, fin juin.
La situation a même exigé un arbitrage délicat. Pour préserver la stabilité du réseau, RTE a demandé qu’au moins 2 réacteurs de la centrale de Bugey restent en marche. EDF a donc obtenu une dérogation pour maintenir 2 tranches en service jusqu’au 20 juillet, malgré l’échauffement du Rhône.
Sur l’ensemble de l’année, ces réductions ont déjà amputé la production nucléaire d’environ 3,2 TWh, dépassant le précédent pic de 3 TWh atteint en 2020. Fait notable : les premières coupes ont débuté dès la fin juin, plus tôt que d’habitude. Un signal clair de l’impact grandissant du changement climatique sur notre système électrique.
Le gaz et le carbone repartent à la hausse
Deuxième moteur de la hausse : le retour des tensions internationales. Elles ne touchent pas directement l’électricité verte, mais pèsent sur les prix de gros via le gaz.
Le contexte s’est brutalement dégradé. De nouvelles frappes entre les États-Unis et l’Iran ont ravivé les craintes autour du détroit d’Ormuz. Ce passage stratégique voit transiter plus de 20% du GNL mondial. Résultat immédiat sur le marché : le prix du gaz PEG est passé d’environ 34€/MWh début juillet à près de 52,82€/MWh à la mi-juillet (source : EEX).
Quel rapport avec votre facture d’électricité ? Un lien mécanique, en réalité. Quand le nucléaire produit moins et que l’éolien faiblit, le réseau se tourne vers les centrales à gaz. Comme elles fixent souvent le prix de marché, la hausse du gaz se répercute aussitôt sur l’électricité.
Un troisième ingrédient s’ajoute à l’équation : le carbone. Les quotas de CO₂ (marché EU ETS) sont restés orientés à la hausse. D’environ 80€/t début juillet, ils ont grimpé jusqu’à 83,42€/t au 24 juillet (+5,43% en une semaine). Un surcoût qui finit, lui aussi, dans les prix.
Enfin, un point de vigilance pour l’hiver. Fin juillet, les stocks de gaz européens restaient sous les niveaux de l’an dernier, autour de 54% de remplissage en France comme en Europe. L’objectif de 80% avant l’hiver pourrait donc s’avérer difficile à atteindre.
Sécheresse et vent faible : quand la météo rebat les cartes
Reste un dernier facteur, plus discret : la production renouvelable a été inégale d’une source à l’autre. Dépendante d’une météo capricieuse, propre à cet été.
Côté hydraulique d’abord. La sécheresse a pesé sur le niveau des barrages. Fin juillet, les réservoirs hydroélectriques étaient remplis à 67% de leur capacité, contre 77% habituellement à cette période. Or l’hydraulique est un atout précieux : c’est une énergie verte pilotable, mobilisable à la demande. Quand ses réserves baissent, le réseau perd temporairement l’un de ses leviers les plus souples, précisément lors des pics de consommation.
Côté éolien ensuite. Plusieurs semaines de juillet ont connu un vent faible, donc une production réduite. L’été, moins venteux, est traditionnellement plus favorable au solaire. Et c’est bien ce qui s’est produit : pendant que l’éolien levait le pied, le solaire tournait à plein régime, jusqu’à battre des records de production en journée. Les sources renouvelables se sont donc en partie relayées.
Le vrai point de vigilance est ailleurs. Lorsque plusieurs sources faiblissent en même temps, aux heures où le soleil décline mais où la demande reste forte, le réseau compense en sollicitant davantage le gaz. C’est ce décalage ponctuel, plus que les renouvelables eux-mêmes, qui explique certaines flambées observées sur les prix de court terme. La solution ne consiste pas à produire moins vert, mais à mieux stocker et piloter cette électricité. C’est précisément le grand chantier des prochaines années.
La France, un système solide mais éprouvé
Malgré les tensions du mois, la France a mieux résisté que ses voisins. Son parc nucléaire lui offre un socle de production stable, même sous la chaleur. Mais juillet a aussi rappelé une vérité : ce système, aussi robuste soit-il, reste vulnérable.
Un mix bas-carbone qui fait la différence
Malgré les coupes de réacteurs, RTE a jugé le réseau capable de répondre à la demande estivale. La vigilance restait de mise, mais aucune tension majeure n’a menacé l’équilibre du système.
Ce constat prend tout son sens à l’échelle européenne. Sur le premier semestre 2026, les prix français de l’électricité sont restés stables sur un an. Pendant ce temps, l’Union européenne anticipe une hausse moyenne de 25% au second semestre. La France fait donc figure d’exception, aux côtés de l’Espagne.
Comment expliquer cet écart ? Là où beaucoup de pays dépendent du gaz pour produire leur électricité, la France s’appuie sur une base décarbonée et compétitive. Un avantage de taille quand les combustibles fossiles s’envolent.
Un record d’exportations
Cette solidité se lit aussi dans les chiffres du commerce extérieur. Sur le premier semestre de 2026, la France a exporté auprès de ses voisins bien plus d’électricité qu’elle ne leur en a achetée : 56,8 TWh exportés pour seulement 5,8 TWh importés. Le solde net est ainsi de 51 TWh, et atteint un sommet rarement vu à cette période de l’année2.
Où part toute cette électricité ? Vers le sud, principalement. C’est l’Italie qui en absorbe la plus grande part, avec 14,4 TWh exportés, suivie de la Belgique et de l’Allemagne. Concrètement, une partie de l’éclairage, des usines et des foyers européens fonctionne cet été grâce au courant français.
Ce statut d’exportateur n’a rien d’anecdotique pour un acheteur professionnel. Il signale un pays où l’électricité ne manque pas, porté par un système capable d’encaisser la demande sans céder.
Quand la météo met le réseau électrique à l’épreuve
L’été, ce n’est pas que la production qui compte : le réseau physique, celui qui achemine l’électricité jusqu’à vous, joue aussi son rôle. Et lui aussi doit composer avec une météo plus capricieuse.
Les 16 et 17 juillet l’ont illustré. Ces nuits-là, de violents orages ont traversé plusieurs régions, notamment l’Auvergne-Rhône-Alpes et la Nouvelle-Aquitaine. Rafales, fortes pluies et grêle ont endommagé des lignes, privant temporairement jusqu’à 53 000 foyers d’électricité. Un chiffre notable, mais à remettre en perspective : les coupures sont restées localisées et de courte durée.
Car c’est là que le réseau montre sa solidité. Les équipes d’Enedis sont intervenues rapidement pour sécuriser les installations et rétablir le courant. Ce type d’aléa fait partie des situations auxquelles le gestionnaire est préparé et sait répondre.
Reste un enseignement utile pour l’avenir. Avec le changement climatique, ces épisodes météo intenses pourraient se répéter plus souvent. D’où l’importance des investissements engagés pour renforcer et moderniser le réseau, un chantier de fond qui vise justement à garantir un approvisionnement toujours plus fiable. La résilience des infrastructures devient ainsi un axe majeur de la transition, au même titre que la production.
Les signaux de fond à retenir
Au-delà des soubresauts du mois, juillet a envoyé plusieurs signaux plus durables. Certains touchent directement votre facture dès le 1er août. D’autres dessinent la trajectoire des prochaines années. Trois sujets méritent qu’on s’y attarde.
TURPE : la hausse du 1er août
Au 1er août 2026, le TURPE a augmenté. Derrière ce sigle se cache le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité. En clair, la somme que paie chaque utilisateur pour faire circuler son électricité, depuis les centrales jusqu’à son compteur. Il s’agit ainsi de la rémunération des gestionnaires qui construisent, entretiennent et exploitent les réseaux.
Ces gestionnaires sont de trois types. RTE (Réseau de Transport d’Électricité) gère les grandes lignes à très haute tension, celles qui traversent le pays et transportent l’électricité sur de longues distances, à la manière d’un réseau autoroutier.
Enedis prend ensuite le relais sur la distribution locale, ces lignes de moyenne et basse tension qui amènent le courant jusqu’aux entreprises et aux foyers ; elle couvre à elle seule environ 95% du territoire français. Enfin, sur les 5% restants, ce sont des entreprises locales de distribution (les ELD) qui assurent ce rôle. Souvent héritées de régies municipales historiques.
La revalorisation annuelle, fixée par la CRE, s’établit ainsi :
| Type de raccordement | Hausse au 1er août 2026 |
|---|---|
| HTA-BT (petites et moyennes entreprises) | +3,04% |
| HTB (gros sites industriels) | +3,34% |
Pourquoi ce sujet mérite toute votre attention ? Parce que le TURPE représente 20 à 30% de la facture d’électricité. Et surtout, il s’applique quel que soit votre fournisseur. Changer de contrat n’y change rien : cette part est réglementée et identique pour tous.
À quoi sert cette hausse ? À financer des investissements réseau colossaux. Pour accueillir toujours plus de production renouvelable et absorber l’électrification croissante des usages, les gestionnaires doivent moderniser leurs infrastructures. RTE prévoit de porter ses investissements de 2,1 à 6,2 milliards d’euros d’ici 2028. Enedis, de 5 à 7 milliards. Le réseau de demain se paie aujourd’hui.
La demande d’électricité en hausse structurelle
Deuxième signal, de plus long terme cette fois : la consommation d’électricité repart durablement à la hausse. Selon l’AIE, la demande de l’Union européenne devrait progresser d’environ 2% par an d’ici 2030, après plusieurs années de quasi-stagnation.
Tous les moteurs de cette croissance ne se valent pourtant pas. Certains sont clairement vertueux : ils font basculer vers l’électricité des usages autrefois fossiles. C’est le cas des véhicules électriques, qui remplacent l’essence, ou des pompes à chaleur, qui prennent le relais des chaudières au fioul et au gaz. Ici, plus d’électricité signifie moins d’émissions.
D’autres usages, en revanche, appellent plus de vigilance. La climatisation, d’abord, qui se généralise face aux étés brûlants : elle répond à un vrai besoin, mais alourdit la demande aux pires moments, en pleine canicule. Les data centers ensuite, portés par l’essor de l’intelligence artificielle, dont l’appétit énergétique grandit vite. Contrairement à la voiture électrique, ils n’électrifient pas un usage existant : ils créent une demande entièrement nouvelle. Un défi réel, à condition de l’alimenter en énergie décarbonée plutôt qu’avec de nouvelles centrales fossiles. Car c’est là que se joue l’équilibre.
La bonne nouvelle c’est que l’Europe a franchi un cap historique en 2025 : pour la première fois, l’éolien et le solaire réunis ont produit plus d’électricité que l’ensemble des énergies fossiles, tandis que le charbon tombait à un plancher inédit. À l’échelle mondiale, le solaire poursuit son ascension et devient la deuxième source d’électricité renouvelable, juste derrière l’hydraulique.
La trajectoire de fond se dessine donc clairement : toujours plus d’électricité. Reste à s’assurer qu’elle soit aussi toujours plus verte. C’est tout l’enjeu des prochaines années, et la raison d’être d’une électricité d’origine renouvelable.
La trajectoire bas-carbone se précise
Dernier signal, plus stratégique celui-là. En juillet, la France a adopté sa nouvelle Stratégie nationale bas-carbone (SNBC 3), la feuille de route qui doit la mener à la neutralité carbone en 2050. Objectif intermédiaire, et il est ambitieux : réduire de moitié ses émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030, par rapport à 1990.
Pour y parvenir, le texte grave dans le marbre un calendrier de sortie des énergies fossiles :
- 2030 : fin du charbon ;
- 2045 : fin du pétrole ;
- 2050 : fin du gaz fossile.
Derrière ces dates, un changement de rythme s’impose. Pour tenir le cap, la France doit désormais réduire ses émissions nettes d’environ 5% par an d’ici 2030, là où elle progressait de 3% en moyenne ces dernières années. L’effort s’accélère, et il concerne tous les secteurs : transports, industrie, bâtiments, agriculture et bien sûr production d’énergie.
Un point mérite l’attention des entreprises. La stratégie ne poursuit pas qu’un but climatique : elle vise aussi à renforcer la souveraineté énergétique du pays, en réduisant sa dépendance aux combustibles importés. Or, cette bascule repose sur un pilier central : l’électrification des usages. Remplacer le fioul, l’essence ou le gaz par une électricité décarbonée devient la colonne vertébrale de la transition.
Pour une entreprise ou une collectivité, ce signal de long terme mérite d’être anticipé dès aujourd’hui. Chaque choix d’équipement ou de contrat d’énergie engagé maintenant s’inscrit, ou non, dans cette trajectoire. Autant prendre le train en marche.
Ce qu’il faut retenir
Juillet 2026 aura été un mois animé sur les marchés. Après l’accalmie de juin, trois facteurs se sont conjugués pour tirer les prix vers le haut : une canicule qui a réduit la production nucléaire, un gaz relancé par la géopolitique, et une sécheresse qui a pesé sur l’hydraulique. La hausse a gagné une bonne partie de la courbe, du court terme aux échéances à terme.
Pour autant, gardons la mesure. Le système électrique français a tenu, porté par un parc largement décarboné qui a continué d’alimenter le pays et d’exporter vers ses voisins. Les tensions observées relèvent davantage des aléas saisonniers que d’un déséquilibre durable. Ce sont des variations à comprendre, pas des menaces à redouter.
Deux réflexes utiles se dégagent tout de même de ce mois. D’abord, garder un œil sur les échéances 2028 et 2029, restées plus modérées que 2027 : ces horizons plus lointains offrent parfois de bonnes fenêtres pour se couvrir. Ensuite, prendre en compte la hausse du TURPE depuis le 1er août.
La leçon de fond, elle, ne change pas. Le prix de l’électricité dépend d’une multitude de signaux. Aucun n’est totalement prévisible, mais tous peuvent être suivis. C’est là que se joue la maîtrise d’un budget énergie : moins dans l’art de deviner le marché que dans celui d’anticiper au bon moment.
C’est précisément la philosophie de la bellenergie Business.
Sources
- Marché EEX ↩︎
- Ministère de l’économie – Flash conjoncture France – Un solde record pour les exportations nettes d’électricité au 1er semestre 2026 ↩︎
