Tendances de l’électricité : un mois en repli, mais sous haute volatilité
Un prix de l’électricité en recul tout au long du mois
Fin novembre, les indicateurs de marché confirment que la tendance baissière enclenchée à l’automne se prolonge. Le 28 novembre, le contrat à terme 2026 (CAL26) sur EEX s’établit à 49,59€/MWh en prix « baseload », alors qu’il dépassait 54,60€/MWh au 31 octobre. Le passage sous le seuil des 50€/MWh envoie un message clair : le marché anticipe pour 2026 un contexte d’approvisionnement plus serein et des coûts mieux maîtrisés.
Une production nationale stable
La baisse des prix de gros s’appuie en partie sur la solidité de la production électrique française : le parc nucléaire, remis sur de bons rails, et les filières renouvelables. Ces dernières continuent de prendre de l’ampleur, participant à un bouquet électrique de plus en plus décarboné.
D’après les données préliminaires de RTE, la production nucléaire française totalise 333,3 TWh sur les onze premiers mois de l’année, un niveau inédit depuis six ans à la même période, grâce à une meilleure disponibilité des réacteurs.
Après les tensions de l’hiver 2022-2023, marquées par les problèmes de corrosion, le retour d’un socle nucléaire plus robuste contribue donc à la détente des marchés, même si les acteurs restent prudents : la filière n’est jamais totalement à l’abri d’un aléa technique, et les arrêts programmés ont tendance à s’allonger ces dernières années.
Des prévisions de consommation en baisse
RTE s’apprête à revoir à la baisse ses prévisions de consommation : la demande 2030 serait désormais estimée entre 470 et 510 TWh (contre 485–550 TWh auparavant) et celle de 2035 entre 505 et 580 TWh, soit jusqu’à 60 TWh de moins que les projections précédentes. Cette révision, déclinée en deux trajectoires « basse » et « haute », suggère une reprise de la demande plus progressive et renforce l’idée d’un marché moins tendu à moyen terme.
La fin de l’ARENH, un changement majeur qui renforce l’exposition au marché
Enfin, ce mois de novembre se déroule dans un contexte particulier : la fin imminente de l’ARENH, au 1ᵉʳ janvier 2026. Avec la disparition de ce dispositif, le nucléaire d’EDF sera entièrement valorisé au prix du marché, sans volume réservé à un tarif régulé comme auparavant.
En théorie, le nouveau mécanisme de régulation, le VNU, doit permettre de « redistribuer » une partie des revenus supplémentaires quand les prix de marché sont élevés.
Autrement dit, même si la France conserve pour le moment un avantage prix par rapport à ses voisins européens, l’exposition au marché va mécaniquement augmenter.
Panorama des dynamiques énergétiques en Europe et à l’international
COP30 : beaucoup d’attentes, peu d’élan
La conférence COP30, qui s’est tenue à Belém en novembre 2025, n’a pas débouché sur un accord contraignant pour sortir des énergies fossiles. Les pays n’ont pas trouvé de consensus, et aucune feuille de route pour la transition énergétique globale n’a été mise en place.
En revanche, les États participants ont renforcé les engagements en matière d’adaptation au changement climatique et de soutien aux pays vulnérables, un point positif, notamment pour les questions de solidarité et de justice climatique.
Pour autant, les objectifs pour réduire les émissions à long terme restent flous et insuffisants pour garantir la trajectoire 1,5 °C ou la neutralité carbone à 2050.
Des projets européens en développement
Roumanie : un bond solaire inédit
La Roumanie franchit une étape majeure dans sa transition énergétique : la Banque européenne pour la reconstruction et le développement (BERD) vient d’accorder un financement de 192 M€ pour la construction de trois centrales solaires.
Ces projets, Slobozia, Corbii Mari et Iepuresti II, totaliseront 531 MW de puissance installée et devraient produire environ 676 GWh d’électricité verte par an.
Ainsi, cette initiative s’inscrit dans la stratégie nationale visant à porter la part des énergies renouvelables à 38% de la consommation finale brute d’ici 2030.
Espagne : le stockage en batteries change d’échelle
L’Espagne a lancé un vaste plan de relance du stockage électrique, en réaction au black-out d’avril 2025. L’État a ainsi débloqué près de 840 millions d’euros pour appuyer plus de 140 projets, allant de batteries autonomes à des systèmes hybrides ou de pompage-turbine.
Garanties d’origine : tendance du marché en fin d’année
Le marché des Garanties d’Origine montre un petit regain en cette fin d’année, porté principalement par les achats de clôture et les besoins de conformité. Ce mouvement reste toutefois limité : l’offre de certificats demeure abondante en Europe, ce qui empêche une hausse significative des prix.
Report de l’ETS 2 : nouveau calendrier pour le marché carbone
Début novembre, le Parlement européen a validé le report d’un an de l’ETS 2, repoussant son entrée en vigueur à 2028. Cette décision suscite de vives inquiétudes. Pourquoi ? Parce qu’elle retarde un mécanisme clé pour accélérer la décarbonation des secteurs les plus émetteurs.
L’ETS 2, extension du marché européen du carbone, devait initialement s’appliquer dès 2027 aux fournisseurs d’énergies fossiles pour les secteurs du transport routier, du bâtiment, de la construction et de la petite industrie. Son principe : faire payer les émissions de CO₂, afin d’inciter à réduire la consommation de combustibles fossiles.
Ce report prive les États membres de recettes estimées à près de 50 milliards d’euros, dont une partie devait alimenter le Fonds social pour le climat. Ce dispositif européen a pour mission d’accompagner les ménages vulnérables, les microentreprises et les usagers des transports face à la hausse des coûts des combustibles fossiles. Il finance des investissements durables (rénovation énergétique, mobilité propre) et des aides temporaires pour garantir une transition juste et éviter que la tarification carbone ne creuse les inégalités.
Autre paradoxe : repousser l’ETS 2 ne rendra pas son application plus douce. Au contraire, la mise en œuvre sera moins progressive, ce qui risque d’être plus brutal pour les acteurs concernés.
Infrastructures & compétitivité : les paramètres structurels qui influencent les prix
Capacité d’interconnexion électrique : un maillon clé pour la transition énergétique en Europe
Pour réussir la transition énergétique, il ne suffit pas de produire plus d’électricité renouvelable : il faut aussi pouvoir l’acheminer là où elle est nécessaire. C’est tout l’enjeu des interconnexions électriques entre pays européens. Elles permettent de mutualiser les ressources, d’optimiser les échanges et de sécuriser l’approvisionnement.
L’Union européenne s’est fixé pour objectifs : 10% de capacité d’interconnexion en 2020, puis 15% en 2030. Concrètement, chaque État doit disposer d’infrastructures lui permettant d’importer l’équivalent de 15% de sa capacité de production depuis ses voisins. Mais la réalité est contrastée : en 2025, la France n’atteint que 4,7%, loin du seuil requis, tout comme l’Espagne et l’Italie 1.
Les bénéfices d’une Europe mieux connectée sont pourtant considérables : jusqu’à 43 milliards d’euros par an d’ici 2030, selon la Commission européenne 2.
En France, 37 interconnexions3 relient déjà notre réseau à six voisins européens. RTE prévoit de doubler la capacité d’interconnexion d’ici 2035, avec une hausse significative dès 2030. Cette montée en puissance passera par des projets stratégiques, dont :
- Le Celtic Interconnector, une ligne sous-marine de 575 km entre la Bretagne et l’Irlande, d’une capacité de 700 MW, mise en service prévue en 2028 ;
- Une nouvelle interconnexion avec l’Espagne, qui portera la capacité d’échange à 5 000 MW grâce à une liaison en courant continu, en grande partie sous-marine.
Ces projets sont essentiels pour faire de la France un carrefour électrique européen.
Des arrêts nucléaires plus longs : un signal à surveiller pour les prix
Même si le parc nucléaire français a mieux tenu cette année, depuis 2014, la durée des arrêts programmés (rechargements, visites décennales, contrôles) s’est nettement allongée. Cela sous l’effet du vieillissement des réacteurs, des exigences accrues de sûreté et des travaux massifs du programme Grand Carénage. La Cour des comptes confirme que la disponibilité moyenne du parc est tombée à 74% entre 2014 et 2024, contre 80% auparavant, en grande partie à cause de ces arrêts prolongés.
Un soutien fiscal envisagé pour soulager les entreprises
Dans un contexte de compétition mondiale exacerbée, la facture énergétique reste un enjeu stratégique pour l’industrie française. Aujourd’hui, l’accise sur l’électricité, principale taxe appliquée à chaque mégawattheure consommé, pèse lourd dans les coûts des entreprises.
Pour préserver la compétitivité face aux États-Unis et à la Chine, le gouvernement prépare une baisse progressive de l’accise. Selon le projet de loi de finances 2026, le tarif applicable aux entreprises passerait de 20,90€/MWh en 2025 à 20,42€/MWh en 2026, puis 20,04€/MWh en 2027.
Les industriels électro-intensifs, particulièrement exposés à la concurrence internationale, continueront de bénéficier d’un tarif ultra-réduit, essentiel pour maintenir leurs sites en France.
Ce geste fiscal, bien que modeste, s’inscrit dans une stratégie plus large : réduire le coût de l’électricité, sécuriser les investissements et éviter les délocalisations, tout en respectant les objectifs climatiques européens.
Sources :
