Ce qu’il faut retenir d’octobre 2026
CAL 2027 au-dessus de 100€/MWh : le contrat d’électricité livrée en 2027 a franchi ce seuil le 8 octobre, à 101,37€/MWh. Il a ensuite atteint 122,61€/MWh à la clôture du 29 octobre, contre 49,84€/MWh le 2 janvier ;
Stocks de gaz bas : au 28 octobre, les stocks européens étaient remplis à 74,96%, contre 82,8% fin octobre 2025 ;
Plan d’électrification, acte II : le 15 octobre, le gouvernement a présenté 17 nouvelles mesures. Cette deuxième phase met davantage l’accent sur les entreprises et l’industrie ;
Nucléaire au-delà de 60 ans : le 22 octobre, l’ASNR a publié un projet d’avis. Elle n’y a identifié, à ce stade, aucun obstacle insurmontable. Le public peut le commenter jusqu’au 2 décembre 2026.
Prix de l’électricité : le CAL 2027 a franchi la barre des 100€/MWh
En octobre 2026, les prix de l’électricité ont progressé à la fois sur le marché à terme et sur le marché spot. Le mouvement le plus marquant concerne toutefois l’électricité livrée en 2027 : son prix a dépassé un seuil symbolique dès la première quinzaine.
Pour mieux comprendre la différence entre ces deux marchés, retrouvez notre article sur les places de marché de l’électricité en Europe.
Un marché à terme en hausse presque continue
Le CAL 2027 base a ouvert le mois à 94,36€/MWh le 2 octobre. Six jours plus tard, il a franchi la barre des 100€/MWh, avec une clôture à 101,37€/MWh le 8 octobre. Un niveau inédit depuis septembre 2023.
La hausse ne s’est pas arrêtée là. Le CAL 2027 a encore pris plus de 20€/MWh en trois semaines, avec un seul repli ponctuel à 106,67€/MWh le 20 octobre.
À la clôture du 29 octobre, à 122,61€/MWh, le CAL 2027 valait donc près de 2,5 fois son niveau du 2 janvier (49,84€/MWh).
Le CAL 2028 commence à bouger à son tour
Jusqu’ici, la tension se concentrait sur 2027. En octobre, l’année suivante a commencé à suivre le mouvement. Le CAL 2028 est passé de 60,03€/MWh le 2 octobre à 69,89€/MWh le 29 octobre. Fin septembre, il s’échangeait encore à 57,70€/MWh.
Pour autant, le CAL 2027 a grimpé encore plus vite. Au 29 octobre, l’électricité livrée en 2027 coûtait ainsi près de 53€/MWh de plus que celle livrée en 2028. Une semaine plus tôt, l’écart avoisinait 48€/MWh.
Ce décalage traduit une prime de risque : le surcoût que les acheteurs acceptent de payer pour se couvrir face à un risque jugé élevé. Aujourd’hui, le marché le concentre sur 2027, l’échéance la plus exposée aux incertitudes de l’hiver et du parc de production.
Enfin, le CAL 2029 a progressé de façon plus modérée. Il cotait 62,48€/MWh le 29 octobre, contre 54,84€/MWh fin septembre.
Sur le spot, des prix bien au-dessus du premier semestre
Sur le marché day-ahead français, le prix moyen s’est établi autour de 164€/MWh du 1er au 30 octobre 2026. Ce chiffre correspond à la moyenne des prix journaliers issus des enchères d’EPEX Spot. À titre de repère, RTE situait le prix spot moyen à 61,9€/MWh au premier semestre 2026. En octobre, le prix spot moyen a donc dépassé deux fois et demie ce niveau.
Derrière cette moyenne, les écarts ont été considérables d’un jour à l’autre. Le dimanche 25 octobre, le prix moyen est tombé à 26€/MWh, le plus bas du mois. Ce jour-là, il a même touché 0€/MWh à 10 h. Quatre jours plus tard, le 29 octobre, il atteignait 266,7€/MWh, la moyenne journalière la plus élevée d’octobre.
Pour les entreprises dont le contrat suit le prix spot, ces variations se sont directement répercutées sur le coût de l’électricité.
Production contrainte et gaz cher : les moteurs de la hausse
Deux facteurs principaux ont tiré les prix de l’électricité vers le haut en octobre.
Un parc nucléaire et hydraulique encore limité
Comme en septembre, la production française n’a pas retrouvé son plein potentiel. Les effets de la sécheresse sur le système électrique sont détaillés dans notre essentiel de septembre 2026.
Début octobre, le faible débit des rivières a continué de brider plusieurs centrales nucléaires. Les 3 et 4 octobre, plus de 6 GW de capacités nucléaires étaient indisponibles pour ces raisons environnementales. La situation s’est ensuite améliorée. À partir du 13 octobre, seule la centrale de Chooz, dans les Ardennes, restait à l’arrêt, faute d’un débit suffisant de la Meuse. Ses deux réacteurs représentent 3 GW.
Ces contraintes se sont lues dans la production. En septembre 2026, le parc nucléaire d’EDF a produit 26,0 TWh, soit 10% de moins qu’un an plus tôt. EDF a toutefois maintenu sa prévision annuelle, entre 350 et 370 TWh pour 2026 et 2027.
Les barrages n’ont pas pris le relais. Au 9 octobre, la production hydraulique plafonnait à 4 GW, soit 15% de sa capacité. Un tiers du parc était alors classé non utilisable. La sécheresse persistante a continué de peser sur les perspectives hydroélectriques.
Moins de nucléaire et d’hydraulique, c’est davantage de recours aux centrales à gaz et aux importations. Or le gaz, justement, est resté cher.
Le gaz fixe toujours le prix à la marge
Quand les centrales à gaz sont appelées pour équilibrer le réseau, leur coût de production fixe souvent le prix de l’électricité. Un gaz cher se répercute donc sur le prix du MWh électrique.
Des stocks bas à l’entrée de l’hiver
L’Europe a abordé la saison de chauffe avec des réserves inhabituellement basses. Selon l’ENTSOG, le réseau européen des gestionnaires de transport de gaz, les stockages de l’UE étaient remplis à 72% au 1er octobre, contre 83% un an plus tôt. La France était autour de 85%.
Le remplissage a ensuite progressé lentement. L’ACER, l’agence européenne des régulateurs de l’énergie, relevait un taux de 75% au 21 octobre. Ce niveau reste inférieur aux moyennes historiques.
Un approvisionnement en GNL perturbé
Côté offre, l’approvisionnement mondial est lourdement perturbé. En raison des tensions persistantes au Moyen-Orient et des restrictions de passage dans le détroit d’Ormuz, les exportations de GNL (Gaz Naturel Liquéfié) en provenance du golfe Persique ont reculé d’environ 80% sur un an. Pour compenser l’absence des cargaisons qataries, l’Europe s’est massivement tournée vers les États-Unis, qui couvrent désormais près de 30% de la demande totale en gaz de l’Union européenne selon l’ACER.
Dans le même temps, les acheteurs européens doivent rivaliser avec les marchés asiatiques pour s’approprier les volumes disponibles à court terme. Cette dépendance accrue aux importations transatlantiques et cette concurrence internationale maintiennent une forte volatilité sur les prix de gros.
Résultat direct de ces fortes perturbations, le TTF, l’indice de référence du gaz en Europe, a franchi la barre des 100€/MWh le 28 octobre 2026, un niveau de prix inédit depuis la crise énergétique de 2022.
Un point crucial vient toutefois nuancer ce tableau et nous incite à l’optimisme. La demande européenne de gaz reste aujourd’hui environ 20% inférieure à son niveau d’avant la crise de 2022. Cette réduction structurelle de la consommation, portée par l’efficacité énergétique et l’électrification, signifie que chaque mégawattheure actuellement stocké a plus de valeur et durera plus longtemps pour passer l’hiver.
Le carbone reste stable
Contrairement au gaz, le marché européen du carbone a connu un mois d’octobre plus calme. Le cours du quota européen d’émission (EUA), pour l’échéance de décembre 2026, a oscillé de manière stable entre 84€ et 87€ la tonne, un niveau très proche de celui de la mi-septembre.
Le 21 octobre 2026, le Parlement européen et les États membres ont conclu un accord provisoire pour renforcer la Réserve de Stabilité du Marché (RSM). Ce mécanisme de régulation, essentiel pour absorber les excédents de quotas et éviter une volatilité excessive des prix, voit ses règles modernisées : le plafond de quotas qu’il peut conserver passe de 400 à 700 millions.
Pour comprendre le lien entre prix du CO₂ et prix de l’électricité, retrouvez notre article Marché carbone et impact sur le prix de l’électricité.
Plan d’électrification : un acte II plus tourné vers les entreprises
Le gouvernement a présenté en octobre la suite de son plan d’électrification. Objectif affiché : réduire la dépendance de la France aux énergies fossiles importées. Cette fois, les entreprises et l’industrie occupent une place plus importante.
17 nouvelles mesures annoncées le 15 octobre
Le 15 octobre 2026, le gouvernement a dévoilé la seconde phase du plan. Elle complète la première, présentée le 23 avril 2026 avec 22 mesures. Cet acte II compte 17 nouvelles mesures pour les particuliers, les entreprises et les collectivités.
Ce qui concerne les entreprises et les collectivités
| Mesure | Pour qui | Échéance |
|---|---|---|
| Aides renforcées aux grandes pompes à chaleur collectives et tertiaires | Entreprises du tertiaire, collectivités, bailleurs sociaux, copropriétés | Mars 2027 |
| 100 M€ pour électrifier les réseaux de chaleur grâce à la géothermie et aux pompes à chaleur | Collectivités, opérateurs de réseaux de chaleur et de froid | Janvier 2027 |
| Au moins 1 GW de capacité supplémentaire sur le réseau francilien | Industriels et grands consommateurs d’électricité en Île-de-France | Paramètres définis à partir de la mi-octobre 2026 |
| Appel d’offres de 1,2 Md€ pour produire de l’hydrogène décarboné par électrolyse | Industrie lourde très émettrice de gaz à effet de serre | 1er février 2027, sous réserve de l’adoption de la loi de finances 2027 |
| Environ 1 Md€ de prêts bonifiés « électrification » à un taux de l’ordre de 1,5% | Artisans, TPE et PME | Appel à manifestation d’intérêt de l’ADEME le 1er décembre 2026, ouverture des prêts le 1er février 2027 |
| Prime supplémentaire pour les utilitaires électriques assemblés en Europe | TPE et PME, notamment les artisans du BTP | 1er janvier 2027 |
| Conduite d’un utilitaire électrique jusqu’à 4,25 tonnes avec le permis B | Tous les professionnels | 1er janvier 2027 |
| Aide jusqu’à 130 000€ par bus grande capacité et 123 000€ par car électrique fabriqué en Europe | Collectivités locales et leurs opérateurs de transport | Dès l’annonce du 15 octobre 2026 pour les bus, 1er janvier 2027 pour les cars |
| Aides aux TER à batteries pour les lignes non électrifiées | Régions | 1er mars 2027 |
Un financement encore à préciser
Le gouvernement n’a pas chiffré le coût global de ce plan. Il prévoit de le financer par les certificats d’économies d’énergie (CEE), un dispositif alimenté notamment par les fournisseurs d’énergie.
Plusieurs mesures restent par ailleurs suspendues à des textes à venir. L’appel d’offres hydrogène dépend du vote de la loi de finances pour 2027. D’autres attendent leurs arrêtés d’application. Avant d’engager un investissement, mieux vaut donc vérifier les conditions d’éligibilité une fois les textes publiés.
Parc existant : l’ASNR envisage une exploitation au-delà de 60 ans
Un projet d’avis, pas une autorisation
Le 22 octobre 2026, l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) a présenté un projet d’avis devant l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques. Il porte sur la prolongation des réacteurs d’EDF au-delà de 60 ans. Le public peut le commenter jusqu’au 2 décembre 2026. L’ASNR rendra ensuite son avis définitif.
Sa conclusion est prudente. En l’état des connaissances, l’ASNR n’a identifié aucun obstacle qu’EDF ne pourrait pas surmonter. Des études complémentaires restent toutefois nécessaires pour confirmer cette analyse.
Ce projet d’avis ne vaut pas décision de prolongation. Son président, Pierre-Marie Abadie, parle d’une démarche d’anticipation. En pratique, les réacteurs d’EDF disposent d’autorisations sans durée limite. Mais tous les dix ans, EDF doit mener un réexamen approfondi de chaque réacteur. L’ASNR analyse ses conclusions avant d’encadrer la poursuite du fonctionnement.
Ce que l’ASNR a examiné
L’ASNR s’est concentrée sur les éléments les plus difficiles à remplacer. Elle a étudié le vieillissement de certains équipements et de structures essentielles à la sûreté, en particulier les bétons et certains composants métalliques.
Plusieurs points de vigilance demeurent. D’après le projet d’avis, les méthodes de démonstration actuelles ne permettent pas encore de justifier une exploitation jusqu’à 80 ans pour une dizaine de cuves de réacteurs. L’autorité souligne aussi les effets du changement climatique sur le fonctionnement des centrales, et la nécessité d’évaluer chaque site au cas par cas.
Pourquoi ce sujet compte pour les entreprises
Le mix électrique français repose aujourd’hui sur deux piliers : le nucléaire, qui assure entre 60 et 70% de la consommation, et des énergies renouvelables en forte progression.
La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), qui fixe la stratégie énergétique de la France pour 2026-2035, combine d’ailleurs ces deux leviers. Son projet prévoyait à la fois l’accélération des renouvelables et la prolongation des réacteurs existants qui peuvent l’être.
La question des 60 ans touche surtout au calendrier. La majorité des réacteurs ont été mis en service sur une quinzaine d’années. Sans prolongation, leurs arrêts risqueraient donc de se concentrer sur une période courte. En anticipant, l’ASNR cherche à éviter que les pouvoirs publics aient un jour à choisir entre sûreté et sécurité d’approvisionnement.
Pour les entreprises et les collectivités, ce projet d’avis n’a aucun effet immédiat sur les prix. Il éclaire plutôt l’évolution du système électrique à long terme. Rien n’est acquis pour autant : chaque réacteur restera soumis à ses réexamens périodiques.
Hiver 2027 : anticiper pour garder la main sur son budget énergie
Octobre 2026 a confirmé une tendance de fond. Le prix de l’électricité livrée en 2027 a nettement progressé, porté par un gaz cher et une production française encore contrainte. Pour les entreprises et les collectivités, l’enjeu reste donc entre leurs mains.
Faire le point dès maintenant
Le premier réflexe consiste à vérifier les échéances de vos contrats et les volumes déjà sécurisés pour 2027. Un contrat qui arrive à terme dans les prochains mois laisse peu de marge pour comparer les options. À l’inverse, anticiper permet de choisir le bon moment et la bonne formule, sans subir la prochaine variation du marché.
Il s’agit ensuite de définir votre niveau d’exposition au marché. Une offre à prix fixes apporte une visibilité budgétaire complète sur plusieurs années. Les achats progressifs par clics permettent de lisser le prix d’achat dans le temps. La combinaison d’un bloc et du spot, ou le 100% spot, laisse davantage de place aux variations de prix.
Sécuriser son budget sans renoncer à ses engagements RSE
Maîtriser son budget n’empêche pas d’agir sur l’origine de son électricité. Chez la bellenergie Business, il est possible de couvrir sa consommation avec une électricité renouvelable d’origine française, issue de sources hydrauliques, éoliennes et solaires, et certifiée par des Garanties d’Origine. Ces éléments peuvent ensuite alimenter votre reporting RSE.
Nos équipes accompagnent les entreprises et les collectivités dans ces choix, du site unique aux portefeuilles multi-sites. Une échéance approche, ou vous souhaitez revoir votre stratégie pour 2027 ?
Sources
- RTE – Bilan du premier semestre 2026 et perspectives sur la sécurité d’approvisionnement en électricité, 16 juillet 2026
- ACER – EU gas storage is 75% filled, 27 octobre 2026
- ACER – Key developments in European gas wholesale markets – Summer 2026
- Gas Infrastructure Europe – AGSI, données de stockage de gaz de l’UE
- MLex – EU carbon reserve threshold to rise to 700m allowances under provisional deal, 21 octobre 2026
- Ministère de l’Économie – Lancement de la seconde phase du plan d’électrification, 15 octobre 2026
- Connaissance des Énergies (AFP) – Nucléaire : pas d’obstacle a priori à une exploitation des réacteurs d’EDF au-delà de 60 ans, 22 octobre 2026
- CRE – L’énergie du droit n°93 (décret PPE 3 pour 2026-2035)
