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Un été où le nucléaire a plié sous la chaleur
La hausse du contrat de septembre trouve son origine dans la prolongation d’indisponibilités au sein du parc nucléaire français, en particulier à la centrale de Chooz, dans les Ardennes, dont les deux réacteurs affichent chacun une puissance d’environ 1,5 gigawatt. Les centrales implantées au bord des fleuves doivent respecter des limites réglementaires sur la température de leurs rejets et le débit des cours d’eau. En période de canicule et de sécheresse prolongée, EDF est donc contraint de réduire la puissance de certains réacteurs, voire de les arrêter temporairement, pour préserver les milieux aquatiques.
Ces restrictions ne traduisent aucun problème de sûreté. Elles ont néanmoins pris une ampleur inédite cet été. Selon les données publiques d’EDF compilées par plusieurs médias économiques, le parc nucléaire a atteint un record historique d’indisponibilité environnementale le 9 août, avec 15,6 % de sa puissance manquante. La situation s’est encore dégradée à la mi-août : treize réacteurs étaient concernés par un arrêt ou une réduction de puissance, dont six totalement à l’arrêt le 13 août, sur les sites de Chooz, Cattenom, Golfech, Bugey et Saint-Alban. Cette tension s’est immédiatement lue sur les prix de marché : le contrat pour livraison le lendemain avait bondi à 154,50 euros le mégawattheure à la mi-août, son plus haut niveau depuis le 23 juin, sous l’effet combiné de la faible production nucléaire et d’une production éolienne limitée.
À cette contrainte nucléaire s’ajoute une hausse du prix du gaz, qui détermine souvent le prix marginal de l’électricité lorsque les moyens de production les moins coûteux ne suffisent plus à couvrir la demande. La combinaison des deux facteurs explique la tension observée sur le contrat de septembre.
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Depuis la fin de l’ARENH, le marché de gros pèse davantage sur votre facture
C’est ici que la donne a changé pour les ménages. Jusqu’au 31 décembre 2025, le dispositif ARENH obligeait EDF à céder aux fournisseurs alternatifs une partie de sa production nucléaire à un prix fixe de 42 euros le mégawattheure, ce qui couvrait environ 56 % des volumes utilisés pour construire le tarif réglementé de vente d’électricité (TRVE). Le reste seulement était exposé aux prix de marché.
Depuis le 1er janvier 2026, l’ARENH a été remplacé par le Versement Nucléaire Universel (VNU), un mécanisme qui vise un prix moyen de l’ordre de 70 euros le mégawattheure sur quinze ans, nettement au-dessus de l’ancien tarif régulé. Surtout, la totalité de la part énergie du TRVE est désormais construite à un coût représentatif des marchés de gros. Un épisode de tension comme celui de cet été a donc, par construction, plus de prise sur le tarif que payent les ménages qu’il n’en aurait eu avant 2026.
Ce constat doit toutefois être nuancé sur un point : la méthode de calcul du TRVE ne reprend pas directement le contrat mensuel de livraison en septembre. Elle s’appuie sur des produits calendaires annuels Base et Peak, lissés sur 24 mois, précisément pour éviter que des pics ponctuels ne se répercutent brutalement sur les factures. Le contrat qui compte pour la révision tarifaire de février 2027 est ainsi le contrat annuel CAL27, dont le prix atteignait 70,56 euros le mégawattheure fin juillet, en nette hausse par rapport au niveau du contrat CAL26 observé en 2025, alors compris entre 58 et 59 euros le mégawattheure. C’est ce glissement progressif de la courbe à terme, alimenté par les mêmes tensions nucléaires et gazières que celles qui ont fait grimper le contrat de septembre, qui constitue le véritable vecteur de transmission vers votre facture, bien plus que le pic de 130,74 euros pris isolément.
| Avant le 1er janvier 2026 (ARENH) | Depuis le 1er janvier 2026 (post-ARENH) | |
|---|---|---|
| Prix de référence du nucléaire historique | 42 €/MWh, fixe et garanti par la loi | Environ 70 €/MWh en moyenne visée sur 15 ans (VNU) |
| Part des volumes du TRVE indexée sur le marché de gros | Environ 56 % | 100 % |
| Effet d’un choc comme celui de l’été 2026 sur le TRVE | Partiellement amorti par le volume à prix fixe | Intégralement transmis à la composante de marché, sous réserve du lissage sur 24 mois |
| Prochaine révision du tarif réglementé | – | 1er février 2027 |
Ce que cela représente concrètement sur une facture
Le tarif réglementé de vente s’établit actuellement à 0,2001 euro le kilowattheure en option Base, après une hausse de 2,5 % TTC entrée en vigueur le 1er août 2026, essentiellement due à la révision du TURPE et à l’intégration du nouveau mécanisme de capacité, et non aux prix de marché. Pour un foyer consommant 4 500 kWh par an, la CRE chiffre la facture type à environ 1 072 euros TTC.
Sur cette facture, la part correspondant à l’énergie achetée par le fournisseur, celle qui est concernée par la flambée du marché de gros, représente environ 44 % du total, contre environ 25 % pour le TURPE, 17 % pour la TVA et 13 % pour l’accise sur l’électricité. C’est donc un peu moins de la moitié de la facture qui est réellement exposée aux mouvements du marché.
Estimation ECOinfos. Si l’écart observé entre le contrat CAL27 (70,56 €/MWh) et le niveau du CAL26 de l’an dernier (environ 58 €/MWh), soit près de 13 €/MWh, se maintenait sur l’ensemble de la période de lissage utilisée pour la révision de février 2027, l’effet maximal théorique sur la part énergie d’un foyer consommant 4 500 kWh par an serait de l’ordre de 55 à 60 euros par an, soit environ 5 % de la facture totale. Il s’agit d’un majorant : le lissage sur 24 mois mélange cette période de tension avec des mois plus calmes, et une partie du coût de la part énergie ne bouge pas avec le seul prix calendaire. L’ordre de grandeur réel de l’impact sur la facture de février 2027 sera connu lors de la délibération de la CRE, généralement publiée à la mi-janvier.
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Prix du gaz : la hausse de 5,6 % entre en vigueur le 1er septembre 2026
Pour les ménages qui ne sont pas au tarif réglementé mais souscrivent une offre de marché indexée sur les prix spot ou à tarification dynamique, encore minoritaires en France, l’exposition à une flambée comme celle de septembre peut en revanche se répercuter beaucoup plus rapidement, dès la facture du mois suivant.
L’autoconsommation solaire, un début de réponse
Cette nouvelle sensibilité du tarif réglementé au marché de gros renforce l’intérêt d’une électricité produite et consommée localement. Le photovoltaïque atteint précisément son rendement maximal pendant les journées les plus chaudes et les plus ensoleillées de l’été, au moment même où le nucléaire est le plus contraint par la chaleur. Un foyer équipé d’une installation en autoconsommation ne s’affranchit pas des variations du tarif réglementé sur sa consommation résiduelle, mais il réduit mécaniquement le volume d’électricité qu’il achète sur le réseau, donc la part de sa facture exposée aux mouvements du marché de gros, qu’il s’agisse du TRVE ou d’une offre de marché. Associée au stockage et à un pilotage de la consommation vers les heures les plus ensoleillées, cette logique contribue aussi, à l’échelle du système électrique, à réduire le recours aux centrales à gaz lors des pics de tension estivaux.
