Électricité : la détente des prix spot cet été masque un calendrier 2027 sous tension

Le marché de gros français a offert un début septembre en trompe-l'œil. Le prix spot de l'électricité, c'est-à-dire le prix pour une livraison le lendemain sur le marché day-ahead, a ouvert le 31 août autour de 80 à 90 €/MWh, très loin du pic dépassant 160 €/MWh de moyenne journalière atteint à la mi-août. Sur l'ensemble du mois, la moyenne ressort néanmoins à un niveau élevé, de l'ordre de 125 €/MWh, soit près d'un tiers de plus qu'en juillet. La détente des derniers jours s'explique par un retour de la disponibilité du parc nucléaire et par des températures moins extrêmes, qui ont desserré la contrainte sur l'offre pilotable.

Un été où le climat a désorganisé le parc nucléaire

La flambée de la mi-août est d'abord un épisode météo. La canicule et la sécheresse ont réchauffé les cours d'eau et réduit leurs débits, obligeant EDF à baisser ou arrêter plusieurs réacteurs pour respecter les limites de température de rejet destinées à protéger les milieux aquatiques. Selon les données publiques de l'exploitant, jusqu'à 20,4 % de la capacité nucléaire française était indisponible le 12 août au matin, un record depuis 2015, avec près de neuf réacteurs concernés par une réduction ou un arrêt. Dans le même temps, la production hydraulique était en repli et la demande de climatisation soutenue. Ces contraintes environnementales, longtemps traitées comme exceptionnelles, tendent à devenir un facteur récurrent des étés français.

Le mécanisme de formation des prix a amplifié le mouvement. En milieu de journée, l'abondance solaire pousse régulièrement les prix vers zéro, voire en territoire négatif — plusieurs centaines d'heures de prix négatifs ont été enregistrées sur le premier semestre. Mais en soirée, quand le photovoltaïque s'efface alors que la demande reste forte, ce sont les centrales au gaz qui fixent le prix marginal. Le 31 août, l'écart intrajournalier allait ainsi de 0 €/MWh à l'aube à près de 190 €/MWh en début de soirée.

Le calendrier 2027 se tend, porté par le gaz

C'est sur le marché à terme que se joue le vrai signal. Le contrat calendaire baseload 2027 (CAL27), qui sert de référence à de nombreuses offres professionnelles indexées, a franchi le seuil symbolique des 70 €/MWh cet été, à environ 70,6 €/MWh, son plus haut niveau depuis la mi-juin 2025. La hausse est directement liée au gaz naturel : le contrat gaz 2027 est remonté autour de 45 à 47 €/MWh sur la même période. Fait notable, la courbe est inversée : les contrats 2028 et 2029 se traitent nettement plus bas, autour de 54 €/MWh, ce qui fait de 2027 le point haut de la courbe et ouvre une fenêtre de couverture pour les échéances plus lointaines.

Fin de l'ARENH : 2027, année sans amortisseur

Ce niveau de prix compte d'autant plus que le filet historique a disparu. L'Accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH), qui permettait aux fournisseurs alternatifs d'acheter jusqu'à 100 TWh d'électricité nucléaire d'EDF à 42 €/MWh, a expiré le 31 décembre 2025. Il a été remplacé au 1er janvier 2026 par le Versement nucléaire universel (VNU), un dispositif de captation et de redistribution d'une partie des revenus qu'EDF tire de sa production nucléaire, supervisé par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Le VNU repose sur des seuils de prix : un premier reversement est déclenché lorsque le revenu nucléaire dépasse environ 78 €/MWh, un second, plus agressif, autour de 110 €/MWh, avec une captation de 90 % des revenus excédentaires au-delà. La CRE estime le coût moyen de production du nucléaire français autour de 60 €/MWh et le prix de référence proche de 70 €/MWh. Pour 2026, le revenu nucléaire est estimé aux alentours de 66 €/MWh, sous le premier seuil : aucun reversement n'est prévu cette première année. Autrement dit, tant que les prix de marché restent dans la zone des 70-78 €/MWh, les consommateurs sont exposés à la hausse sans mécanisme de redistribution pour la compenser.

Concrètement, les fournisseurs s'approvisionnent désormais intégralement sur le marché de gros, et les offres professionnelles calées sur le CAL27 renchérissent à mesure que ce contrat progresse. Côté particuliers, la prochaine évolution du tarif réglementé de vente est attendue au 1er février 2027, et portera aussi bien sur la part énergie que sur les taxes. La baisse estivale du spot, très visible, ne doit donc pas masquer la trajectoire de fond.

Les leviers de moyen terme sont connus : accélération des renouvelables et du stockage pour écrêter les pointes du soir, développement de la flexibilité de la demande, et adaptation du parc nucléaire à des étés plus chauds et plus secs. L'épisode d'août 2026 rappelle que la sécurité d'approvisionnement française dépend désormais autant de la ressource en eau et de la gestion de la pointe que de la puissance installée.