Prix de l’électricité : une rentrée sous tension sur les marchés
En septembre 2026, les prix de gros de l’électricité ont connu d’importants mouvements en France. Toutefois, cette volatilité ne s’est pas manifestée de la même manière sur le marché spot et sur le marché à terme.
À court terme, les prix day-ahead ont fortement varié d’un jour à l’autre. Parallèlement, le CAL 2027 a atteint un sommet annuel mi-septembre. Les échéances plus lointaines sont restées nettement moins élevées.
Un marché spot particulièrement volatil en septembre
Sur le marché day-ahead1, l’électricité s’échange aujourd’hui pour une livraison le lendemain. Son prix reflète donc les conditions immédiates du système électrique : consommation attendue, production disponible, météo ou encore échanges avec les pays voisins.
En septembre, ce marché a connu des écarts particulièrement importants.
Le prix moyen day-ahead français s’établissait ainsi à 163,60€/MWh le 2 septembre. Il atteignait ensuite 216,33€/MWh le 14 septembre, avant de retomber à seulement 50,96€/MWh le 19 septembre.
La fin du mois a de nouveau été marquée par une forte hausse. Le prix moyen day-ahead a atteint 203,94€/MWh le 28 septembre.
Cette succession de hausses et de replis illustre surtout la sensibilité du marché spot aux conditions de court terme. Il serait donc réducteur de parler d’une hausse continue tout au long du mois.
Plusieurs facteurs ont entretenu cette volatilité. Le prix du gaz européen est resté élevé, tandis que le système électrique français sortait d’un été particulièrement chaud et sec.
Les conditions hydrologiques ont notamment limité ponctuellement certaines productions. Plusieurs réacteurs nucléaires ont dû adapter leur fonctionnement aux températures ou aux débits des cours d’eau. La production hydraulique a également évolué dans un contexte de faibles précipitations.
Ces éléments ont pesé sur les anticipations du marché, sans pour autant remettre en cause la sécurité d’approvisionnement électrique française.
Le CAL 2027 se distingue des échéances plus lointaines
Le marché à terme raconte une histoire différente. Il permet d’acheter ou de vendre aujourd’hui de l’électricité qui sera livrée plusieurs mois ou années plus tard.
En septembre, le CAL 2027 base clôturait à 79,16€/MWh le 4 septembre. Une semaine plus tard, le 11 septembre, il atteignait 89,54€/MWh. Il a ensuite enregistré son plus haut niveau de l’année, à 92,80€/MWh le 14 septembre.
La détente qui a suivi n’a été que partielle. Le CAL 2027 revenait à 87€/MWh le 18 septembre, puis à 83,42€/MWh le 21 septembre.
Au 24 septembre 2026, les prix de règlement des produits calendaires français montraient surtout un écart important entre les différentes années de livraison :
| Produit à terme | Prix observé sur le marché |
|---|---|
| CAL 2027 | 87,75€/MWh |
| CAL 2028 | 57,70€/MWh |
| CAL 2029 | 54,84€/MWh |
| CAL 2030 | 58,13€/MWh |
Cette différence apparaît également dans les variations observées depuis le début de l’année. Le CAL 2027 est passé de 49,84€/MWh le 2 janvier à 87,75€/MWh le 24 septembre. À l’inverse, le CAL 2029 est passé de 55,81 à 54,84€/MWh sur la même période.
Comment expliquer un tel écart ? Les échéances proches réagissent davantage aux risques susceptibles d’affecter rapidement le système électrique.
Les contrats pour 2028, 2029 ou 2030 dépendent davantage d’anticipations de moyen et long terme. Le marché intègre notamment l’évolution attendue du parc de production et des capacités renouvelables.
Les facteurs de hausse du prix de l’électricité en septembre
La sécheresse maintient le nucléaire et l’hydraulique sous contrainte
Après un été exceptionnellement chaud et sec, la sécheresse a continué de peser sur le système électrique français en septembre.
Pour le nucléaire, le principal enjeu concerne l’eau utilisée pour refroidir les centrales. Les installations doivent respecter des limites environnementales concernant la température des cours d’eau et leurs débits.
Selon RTE2, les vagues de chaleur et la sécheresse ont réduit la production nucléaire d’environ 10 TWh durant l’été 2026. Ce niveau dépasse nettement les précédents épisodes marquants, comme 2003 et 2020.
Pour autant, cette baisse doit être remise en perspective. Le parc disposait d’une disponibilité élevée au début de l’été. Entre juin et août, il a ainsi produit 83,7 TWh, contre 84,4 TWh sur la même période en 2025.
Mi-septembre, les prévisionnistes interrogés par Montel estimaient que les faibles débits des cours d’eau pouvaient rester problématiques jusqu’à la première moitié d’octobre. La Garonne figurait parmi les bassins les plus surveillés.
La sécheresse a également pesé sur l’hydroélectricité. Dès le deuxième trimestre 2026, la production hydraulique française avait diminué de 3,1% sur un an, selon les données du ministère de la Transition écologique3.
Le gaz et le carbone entretiennent la pression
En parallèle, le marché européen du gaz est resté sous tension en septembre.
Le contrat TTF Month-Ahead, l’une des principales références du marché gazier européen, a dépassé 83€/MWh le 10 septembre, son plus haut niveau depuis fin 2022. Il est ensuite revenu légèrement au-dessus de 80€/MWh.
Plusieurs facteurs expliquent ces niveaux élevés. En premier lieu, l’Europe abordait l’automne avec des stocks de gaz inhabituellement faibles. Au 11 septembre, leur taux de remplissage atteignait environ 67,6%. Il s’agissait du niveau le plus faible observé à cette période depuis le début des données de Gas Infrastructure Europe en 2011.
La situation s’est ensuite légèrement améliorée. Au 28 septembre, les installations de stockage de l’Union européenne étaient remplies à environ 71%, selon Gas Infrastructure Europe4.
Le marché restait néanmoins sensible aux risques d’approvisionnement. Les tensions au Moyen-Orient ont perturbé certains flux de GNL, tandis que l’Europe devait continuer à attirer des cargaisons face à la demande asiatique.
Ces tensions gazières concernent directement le marché électrique européen. Lorsque des centrales à gaz sont nécessaires pour répondre à la demande, leur coût de production peut contribuer à déterminer le prix marginal de l’électricité.
À cette pression s’ajoute celle du carbone. Le prix des quotas européens d’émission de CO₂ évoluait autour de 85 à 87€/t à la mi-septembre. Le 18 septembre, il atteignait notamment 86,89€/t.
La proximité de l’échéance annuelle de conformité de fin septembre soutenait alors la demande de quotas. Or, pour les centrales utilisant des combustibles fossiles, le prix du CO₂ s’ajoute au coût du combustible.
Gaz et carbone ont donc entretenu la pression sur le coût de la production thermique européenne durant le mois.
Le solaire et l’éolien poursuivent leur développement en France
En septembre, le ministère de la Transition écologique a publié ses nouveaux tableaux de bord des énergies renouvelables électriques. Ils confirment la poursuite du développement du solaire5 et de l’éolien6 en France.
Le parc solaire français franchit le seuil des 34 GW
D’après les dernières données publiées par le ministère, la France dispose désormais de 34 GW de capacités solaires photovoltaïques raccordées. Le parc continue de progresser rapidement, avec 3 GW supplémentaires installés depuis le début de l’année.
La production suit également cette dynamique. Elle atteint 14,1 TWh au deuxième trimestre, soit 18% de plus qu’un an auparavant.
Ces nouvelles installations renforcent progressivement la place du solaire dans le mix électrique français. Elles interviennent alors que l’électrification des transports, des bâtiments et de certaines activités économiques doit faire évoluer les besoins en électricité.
L’éolien atteint 26,7 GW de capacités raccordées
Le parc éolien français poursuit lui aussi son développement. Les dernières données officielles font état de 26,7 GW de puissance installée, dont 24,4 GW à terre et 2,3 GW en mer.
Depuis le début de l’année, 800 MW supplémentaires ont été raccordés. Cette progression comprend 500 MW d’éolien terrestre et 300 MW d’éolien en mer.
Le développement de nouvelles capacités renouvelables accompagne ainsi la transformation progressive du système électrique français. Un enjeu d’autant plus important que l’État souhaite accélérer, en parallèle, le recours à l’électricité pour remplacer certains usages fossiles.
Électrification des usages : accélérer la sortie des énergies fossiles
Autre actualité importante de septembre : 109 territoires français ont été retenus dans le cadre du programme national consacré à l’électrification des usages.
Lancé au printemps sous le nom « 100 territoires d’électrification »7, le dispositif a finalement retenu 109 candidatures parmi près de 200 déposées. Son objectif : accompagner localement le remplacement progressif du pétrole et du gaz par des solutions électriques.
Un accompagnement renforcé jusqu’en 2030
Les territoires sélectionnés bénéficieront de l’accompagnement de l’État et de l’ADEME jusqu’en 2030. Chacun pourra définir une trajectoire adaptée à ses besoins, à ses infrastructures et aux caractéristiques de son territoire.
L’accompagnement doit notamment faciliter l’identification des projets, leur financement et leur mise en œuvre. Il associera les collectivités, les services de l’État et les acteurs économiques locaux.
Bâtiments, mobilité et activités économiques au cœur des projets
Plusieurs usages sont concernés. Dans les bâtiments, les projets pourront notamment porter sur le remplacement des équipements fonctionnant au fioul ou au gaz.
La mobilité électrique constitue un autre axe du programme, avec notamment le développement des infrastructures de recharge. Enfin, les territoires pourront travailler sur l’électrification de certains usages dans l’industrie, l’agriculture, l’artisanat ou les services.
L’enjeu dépasse donc la seule production d’électricité. Il s’agit aussi d’accélérer son utilisation là où elle peut contribuer à réduire la consommation d’énergies fossiles.
Les premières feuilles de route attendues d’ici fin 2026
Chaque territoire doit désormais construire une feuille de route pluriannuelle avec l’État, l’ADEME et les acteurs locaux concernés. Elle précisera les projets prioritaires, leur calendrier et les moyens nécessaires à leur réalisation.
Les premières feuilles de route doivent être finalisées d’ici la fin de l’année 2026, avant la montée en puissance progressive des projets jusqu’en 2030.
Sources
- EU Energy – Electricity prices France ↩︎
- RTE – Canicule, sécheresse : quels effets sur le système électrique cet été ? ↩︎
- SDES – Conjoncture énergétique trimestrielle – Deuxième trimestre 2026 ↩︎
- AGSI – Gas Infrastructure Europe ↩︎
- SDES – Tableau de bord : solaire photovoltaïque – Deuxième trimestre 2026 ↩︎
- SDES – Tableau de bord : éolien – Deuxième trimestre 2026 ↩︎
- ADEME – 100 territoires d’électrification : présentation des lauréats ↩︎
