Prix de l’électricité : faut-il se couvrir maintenant pour 2028, 2029, 2030 ?

En bref. Le marché à terme envoie deux signaux opposés : les échéances proches sont chères, les échéances lointaines beaucoup moins. Début septembre 2026, le prix du MWh sur le marché spot français évolue autour de 150 à 165 € tandis que les contrats annuels 2028 et suivants restent nettement en dessous. Cet écart est le sujet de cet article, et il commande votre décision de couverture.

Historique et évolution du tarif de l’électricité : d’où vient le niveau actuel

Avant de juger un niveau de prix, il faut savoir à quoi le comparer. L’histoire récente du prix de l’électricité en France se lit en trois ruptures, et chacune a laissé une trace dans les prix d’aujourd’hui.

Évolution du prix de l’électricité professionnel en France sur 10 ans : trois ruptures

• Jusqu’en 2020 : un marché calme et un prix bas. Les contrats annuels s’échangeaient dans une bande étroite, à des niveaux de quelques dizaines d’euros par MWh, et l’ARENH permettait aux fournisseurs d’accéder à une part d’électricité nucléaire à un prix administré. Un acheteur pouvait renouveler son contrat tous les ans sans y penser : l’écart entre deux millésimes était marginal.
• 2021-2022 : la crise. La reprise post-Covid puis la guerre en Ukraine ont fait exploser le prix du gaz, qui fixait alors le prix marginal de l’électricité européenne. Les cotations à terme ont atteint des niveaux sans précédent à l’été 2022, plusieurs fois supérieurs à ceux d’avant-crise. Beaucoup d’entreprises ont signé à ce moment-là, faute d’avoir le choix : leur échéance contractuelle tombait au pire moment de l’histoire du marché. C’est l’expérience qui a fait naître la question du calendrier de couverture.
• 2023-2026 : la normalisation, puis la volatilité comme régime permanent. Les prix sont redescendus, sans revenir aux niveaux d’avant-crise. Et surtout, l’amplitude est restée : une année peut désormais voir le prix spot varier du simple au quadruple. Ce n’est plus une crise, c’est le fonctionnement normal d’un système où la production dépend de la météo et où le gaz reste marginal en pointe.

La leçon pour un acheteur ne porte pas sur le niveau mais sur la méthode. Dans un marché stable, le prix se négociait. Dans celui-ci, il se construit — sur plusieurs échéances, en plusieurs fois.

Ce que la crise a durablement changé

Trois choses ne sont pas revenues à leur état d’avant.

• L’écart entre les millésimes est devenu significatif : deux entreprises comparables, ayant signé à six mois d’intervalle, peuvent payer des prix du kWh très différents pendant trois ans. La date de signature est devenue une variable de compétitivité.
• Les dispositifs de soutien ont disparu. Bouclier tarifaire, amortisseur électricité : ces mécanismes exceptionnels ont expiré. Une entreprise exposée à une hausse n’a plus de filet.
• La structure du prix a changé. Les composantes hors fourniture — acheminement, capacité, taxes — ont augmenté et pèsent désormais lourd dans la facture finale, indépendamment du prix de marché.

La fin de l’ARENH d’EDF et du tarif réglementé pour les entreprises

C’est la rupture la plus récente, et la plus mal connue.

L’ARENH — l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique — permettait aux fournisseurs d’acheter une part d’électricité nucléaire à un prix administré, très inférieur au marché. Ce dispositif s’est éteint le 31 décembre 2025. Depuis le 1ᵉʳ janvier 2026, il a été remplacé par le Versement nucléaire universel, qui fonctionne sur un principe différent : il redistribue une partie des revenus nucléaires plutôt que de fournir un volume à prix fixe.

Conséquence directe : plus aucun mégawattheure n’arrive dans votre contrat à un prix administré. Tous les fournisseurs, historiques comme alternatifs, achètent l’intégralité de leurs volumes sur les marchés. Le risque de prix qu’ils portaient pour partie, ils le facturent ou vous le laissent.

Quant au tarif réglementé de vente, il n’est plus accessible aux entreprises au-delà des plus petites structures éligibles. Pour tout site d’une certaine puissance, il n’existe qu’un prix : celui du marché, au moment où vous signez.

C’est ce qui donne à la question de cet article son poids réel. Il y a dix ans, mal choisir son moment coûtait quelques pourcents. Aujourd’hui, cela peut coûter un tiers de votre budget énergie sur trois ans.

Où en est le prix de l’électricité pour le CAL 2028 ?

Le prix que vous paierez en 2028 ne se décide pas en 2028. Il se construit aujourd’hui, sur les marchés à terme, à travers les contrats annuels — les CAL — que votre fournisseur achète pour couvrir les volumes qu’il s’engage à vous livrer.

Un contrat CAL 28 correspond à un engagement d’achat au prix négocié aujourd’hui, pour une fourniture d’électricité sur toute l’année 2028. Quand un fournisseur vous propose un prix fixe pour 2028, il se réfère à ce niveau de prix, plus sa marge et sa prime de risque. C’est pourquoi le prix CAL est la donnée à suivre, bien avant le prix du kWh affiché sur une offre.

L’état actuel de la courbe est inhabituel, et c’est ce qui rend la période intéressante :

Le front de courbe a violemment monté cet été : le prix spot a progressé de près de 100 % en un mois. Les échéances 2028 et au-delà n’ont pas suivi dans les mêmes proportions.

Un repère utile pour juger de ces niveaux : la Commission de régulation de l’énergie (CRE) évalue le coût de production complet du nucléaire français à 60,3 €/MWh. Un CAL 2028 autour de 52 à 56 € s’échange donc en dessous du coût de production du parc qui fournit l’essentiel de l’électricité française. Cet écart n’est pas tenable indéfiniment : il est l’un des facteurs structurels qui pèsent sur la trajectoire de long terme.

Pourquoi les prix proches montent alors que 2028 reste bas ?

Le conflit au Moyen-Orient : la cause immédiate de la hausse

C’est le facteur qui explique l’essentiel du mouvement de 2026, et il vaut d’être retracé, parce que la chronologie éclaire la forme actuelle de la courbe.

• Fin février 2026 : le déclenchement. L’ouverture du conflit provoque une forte tension sur le détroit d’Ormuz, par lequel transite une part majeure du commerce mondial de GNL et de pétrole. Le baril franchit les 100 dollars et le TTF, référence gazière européenne, décolle depuis un niveau d’environ 32 €/MWh. L’Agence internationale de l’énergie mobilise ses réserves stratégiques en mars pour contenir la flambée pétrolière.
• 12 juin 2026 : l’accord et la détente. L’accord conclu entre les États-Unis et l’Iran fait retomber la prime de risque. Les prix du gaz reculent, le Brent efface une large part de sa hausse. C’est le moment où l’on a pu croire à une normalisation, et où beaucoup d’analyses de marché ont été écrites sur cette base.
• Depuis juillet : la rechute. La reprise des tensions, avec de nouvelles frappes rapportées début septembre, a renvoyé le TTF vers son plus haut niveau depuis janvier 2023, soit environ 70 % de hausse depuis juillet et plus de 100 % depuis le début de l’année. Le détroit d’Ormuz n’a jamais retrouvé un fonctionnement normalisé, et les capacités de liquéfaction disponibles restent limitées.

Un enseignement se dégage de cette chronologie, et il est plus utile qu’elle : la prime géopolitique se dégonfle vite et revient plus vite encore. Entre juin et septembre, le marché a fait l’aller-retour complet. Une décision de couverture prise sur la lecture de juin aurait été démentie en huit semaines. C’est l’argument le plus concret en faveur du fractionnement en tranches : personne, y compris nous, n’aurait anticipé les deux retournements.

• Le gaz tire le court terme. Le TTF a atteint début septembre son plus haut niveau depuis le déclenchement de la crise du détroit d’Ormuz, par lequel transitait environ 20 % des exportations mondiales de GNL avant le conflit — les prix sont désormais deux fois plus élevés qu’il y a un an. Selon Greg Molnar, analyste gaz à l’Agence internationale de l’énergie, le gaz a progressé de 35 % depuis début août pour dépasser 70 €/MWh. Le blocage des flux qataris et émiratis a fait chuter l’offre mondiale de GNL de plus de 6 % sur un an ; Qatar Energy a notifié plusieurs acheteurs asiatiques et italiens d’une prolongation de force majeure de plusieurs semaines (Reuters), ramenant les flux du Moyen-Orient vers l’Europe à leur plus bas niveau depuis 2019 (Omnegy).

Hassan Yatim, analyste gaz chez Capitole Énergie (Groupe EPSA), résume la situation sans détour : « Nous avons déjà perdu une bonne partie de la marge de sécurité ». Les stocks européens, qui servent normalement d’amortisseur en cas de vague de froid ou d’incident d’approvisionnement, offrent aujourd’hui beaucoup moins de protection qu’à l’accoutumée.

• Le nucléaire et les énergies renouvelables tiennent le moyen terme. La disponibilité du parc nucléaire français est bonne et la capacité solaire installée continue de croître. C’est ce qui limite mécaniquement les hausses sur 2027-2028 malgré la flambée du gaz. Un point de vigilance existe, saisonnier : un niveau d’eau trop bas dans les barrages ferait disparaître la flexibilité hydraulique au moment où l’on en aurait le plus besoin.
• L’électricité se décorrèle du gaz. C’est le point le plus important de cet article, et il est peu commenté. Historiquement, le prix français de l’électricité suivait celui du gaz, parce qu’une centrale à gaz fixait souvent le prix marginal. Cette relation se desserre : sur les échéances 2027 et 2028, la décorrélation est déjà observable. Le choc actuel en est la meilleure preuve : le pétrole et le gaz ont pris la crise de plein fouet, mais le CAL 2028 électrique, beaucoup moins — un choc gazier ne se transmet plus intégralement au prix de l’électricité à terme, et c’est précisément ce qui crée la fenêtre actuelle sur les échéances lointaines.
• Le carbone reste un marché politique. Le prix du CO₂ entre dans le coût de production des centrales fossiles, et il dépend d’arbitrages réglementaires autant que de fondamentaux : la Commission européenne a présenté le 17 juillet 2026 sa proposition de réforme du marché carbone pour l’après-2030, dont la négociation se poursuit jusqu’au premier trimestre 2027. Un déplacement du prix du quota déplace le coût thermique, donc le prix de l’électricité.
• La demande en électricité augmente structurellement. L’électrification des usages — mobilité, chaleur industrielle, pompes à chaleur — fait croître la demande électrique sur la décennie, pendant que l’efficacité énergétique la freine. Le solde reste incertain, mais il joue contre l’hypothèse d’une détente durable des prix à long terme.

Quel sera le prix de l’électricité en 2030 ?

Une courbe descendante donne envie de conclure à une détente durable. C’est la lecture que nous ne faisons pas, et il faut savoir pourquoi avant de signer sur plusieurs années.

Le fait que les échéances lointaines soient moins chères que les proches peut refléter trois situations très différentes :

• une anticipation réelle de détente structurelle, portée par la disponibilité du parc nucléaire et la montée des renouvelables ;
• une prime de tension de court terme — ici très visible : tension géopolitique, stocks de gaz bas, épisodes de canicule ;
• une couverture anticipée des producteurs sur les échéances lointaines, qui pèse mécaniquement sur ces cotations.

Les deux dernières ne disent rien de l’avenir. Elles décrivent le présent.

Deux forces s’opposent sur la tendance du prix de l’électricité à horizon 2030. D’un côté, la croissance de la capacité renouvelable et la bonne disponibilité nucléaire tirent vers le bas. De l’autre, l’électrification des usages, le coût de production réel du parc et le renouvellement des infrastructures tirent vers le haut. Les acheteurs qui attendent un point bas identifiable attendront probablement longtemps.

Le prix de l’électricité va-t-il baisser ou va-t-il augmenter ?

Réponse courte : les échéances lointaines sont aujourd’hui les moins chères de la courbe, mais elles s’échangent sous le coût de production complet du parc nucléaire français. Cet écart se refermera d’une manière ou d’une autre — soit les prix remontent, soit les investissements de production ne se font pas, ce qui finit par faire remonter les prix. Une baisse durable et généralisée n’est pas le scénario central.

Deux nuances importantes, parce qu’une baisse peut être réelle sans vous profiter.

• Une baisse du prix de marché ne fait pas baisser votre facture dans les mêmes proportions. Les composantes hors fourniture — acheminement, capacité, taxes — ne suivent pas le marché : elles suivent des décisions tarifaires. Une détente de 20 % sur le prix de gros peut se traduire par quelques pourcents sur le montant final.
• Une baisse des prix moyens peut aller de pair avec une hausse des prix de pointe. C’est déjà le cas : le développement du solaire écrase les prix de milieu de journée et concentre la valeur sur la fin d’après-midi. Si votre profil de consommation est concentré aux heures de pointe, une baisse de la moyenne ne vous concerne pas.

Un dernier phénomène mérite d’être connu, parce qu’il modifie la forme du prix et pas seulement son niveau : la cannibalisation solaire. La forte production solaire de milieu de journée écrase les prix à cette heure-là, parfois en territoire négatif, et déplace la tension vers la fin d’après-midi. Le 8 septembre 2026, l’heure la moins chère de la journée s’échangeait autour de 39 €/MWh et l’heure la plus chère autour de 214 €/MWh. Près de 175 €/MWh d’écarts de prix dans la même journée, et cela se reproduit presque quotidiennement.

Ce que cela implique : le prix moyen annuel devient une information de plus en plus incomplète. La distribution des prix dans la journée compte autant que leur niveau.

Nous n’irons pas plus loin en matière de prévision, et c’est volontaire. La formule la plus juste que nous ayons entendue au Forum Europ’Énergies 2026 tenait en une phrase : en tant qu’expert, soit on se trompe dans ses prévisions, soit on ne le sait pas encore.

Que faire de ces tendances : construire une stratégie d’achat en quatre décisions

L’écart entre le front de courbe et les échéances 2028-2030 crée une opportunité réelle. Elle ne s’exploite pas en pariant sur un prix, mais en écrivant une stratégie d’achat et une politique de couverture. Quatre décisions, dans cet ordre.

1. Quelle part de votre volume fixer ?

La bonne question n’est pas « quelle part de spot est intéressante » mais quelle part de spot votre entreprise est capable d’absorber. Deux paramètres, à traiter séparément.

La capacité budgétaire : quel écart entre budget voté et dépense réelle votre direction financière peut-elle encaisser sans arbitrage douloureux en cours d’exercice ?

La flexibilité opérationnelle : votre profil de consommation permet-il de déplacer une partie des volumes dans la journée ? Un process continu n’a aucune marge ; un site tertiaire avec production de froid, stockage thermique ou recharge de flotte en a beaucoup.

Compte tenu de l’écart intra-journalier de 175 €/MWh évoqué plus haut, une part d’exposition au marché n’a de valeur que pour une entreprise dont le profil de consommation est pilotable. Pour les autres, c’est un pari budgétaire, à dimensionner comme tel.

2. À quel horizon, et pour quelle durée de contrat ?

La couverture est possible bien plus loin que ce que la plupart des entreprises envisagent : des blocs baseload se négocient sur cinq, dix, voire quinze ans selon les volumes et les fournisseurs. C’est exactement là que se trouvent les niveaux les plus bas de la courbe actuelle.

La durée du contrat n’est pas qu’une question de prix : elle fixe aussi votre fenêtre de sortie et votre capacité à renégocier si le marché se détend. La bonne façon de traiter le prix d’un bloc long est de le voir comme le prix d’une visibilité budgétaire, pas comme une bonne affaire dont on serait certain.

3. En combien de tranches ?

C’est la décision la plus négligée et celle qui protège le plus.

Fixer 100 % du volume un jour donné, c’est faire dépendre trois ans de budget de la séance de bourse du jour de votre signature — une date généralement fixée par votre calendrier interne, pas par le marché. Personne n’assume cette formulation, et beaucoup le font pourtant. C’est exactement ce qui est arrivé aux entreprises dont l’échéance tombait à l’été 2022.

L’alternative est le programme de tranches : vous décidez à l’avance de fixer par fractions, à intervalles réguliers ou sur atteinte de seuils de prix. Vous renoncez au meilleur prix possible, et vous éliminez le pire.

Ce cadre est indicatif : un site industriel en base et un réseau de commerces n’ont ni la même exposition ni le même profil de consommation.

4. Avec quel produit ?

Ce que le prix du kWh ne montre pas

Un dernier point, parce qu’il change plus souvent le montant final qu’un arbitrage de quelques euros sur le MWh.

La fourniture d’électricité n’est qu’une partie de votre facture. S’y ajoutent l’acheminement — le TURPE, fixé par la Commission de régulation de l’énergie et perçu par les gestionnaires de réseaux —, les garanties de capacité, les taxes dont l’accise sur l’électricité, et les clauses de révision de votre contrat. Selon les profils, ces composantes hors fourniture représentent une part majoritaire du prix du kWh final.

Deux offres au même prix de fourniture ne se valent donc pas, et c’est sur ce terrain que nous constatons les écarts les plus coûteux entre prix affiché et prix facturé.

À cela s’ajoutera, à partir du 1ᵉʳ janvier 2028, un nouveau coût carbone sur les combustibles : le second marché carbone européen, ETS 2, sera prélevé chez les fournisseurs de gaz et de carburant et répercuté dans leur prix. Si vous signez aujourd’hui un contrat couvrant 2028, la question à poser est simple : que dit votre clause de révision réglementaire ?