La hausse du contrat de septembre trouve son origine dans la prolongation d’indisponibilit\u00e9s au sein du parc nucl\u00e9aire fran\u00e7ais, en particulier \u00e0 la centrale de Chooz, dans les Ardennes, dont les deux r\u00e9acteurs affichent chacun une puissance d’environ 1,5 gigawatt<\/strong>. Les centrales implant\u00e9es au bord des fleuves doivent respecter des limites r\u00e9glementaires sur la temp\u00e9rature de leurs rejets et le d\u00e9bit des cours d’eau. En p\u00e9riode de canicule et de s\u00e9cheresse prolong\u00e9e, EDF est donc contraint de r\u00e9duire la puissance de certains r\u00e9acteurs, voire de les arr\u00eater temporairement, pour pr\u00e9server les milieux aquatiques.<\/p>\n\n\n\n Ces restrictions ne traduisent aucun probl\u00e8me de s\u00fbret\u00e9. Elles ont n\u00e9anmoins pris une ampleur in\u00e9dite cet \u00e9t\u00e9. Selon les donn\u00e9es publiques d’EDF compil\u00e9es par plusieurs m\u00e9dias \u00e9conomiques, le parc nucl\u00e9aire a atteint un record historique d’indisponibilit\u00e9 environnementale le 9 ao\u00fbt, avec 15,6 % de sa puissance manquante<\/strong>. La situation s’est encore d\u00e9grad\u00e9e \u00e0 la mi-ao\u00fbt : treize r\u00e9acteurs \u00e9taient concern\u00e9s par un arr\u00eat ou une r\u00e9duction de puissance, dont six totalement \u00e0 l’arr\u00eat le 13 ao\u00fbt, sur les sites de Chooz, Cattenom, Golfech, Bugey et Saint-Alban. Cette tension s’est imm\u00e9diatement lue sur les prix de march\u00e9 : le contrat pour livraison le lendemain avait bondi \u00e0 154,50 euros le m\u00e9gawattheure \u00e0 la mi-ao\u00fbt, son plus haut niveau depuis le 23 juin, sous l’effet combin\u00e9 de la faible production nucl\u00e9aire et d’une production \u00e9olienne limit\u00e9e.<\/p>\n\n\n\n \u00c0 cette contrainte nucl\u00e9aire s’ajoute une hausse du prix du gaz, qui d\u00e9termine souvent le prix marginal de l’\u00e9lectricit\u00e9 lorsque les moyens de production les moins co\u00fbteux ne suffisent plus \u00e0 couvrir la demande. La combinaison des deux facteurs explique la tension observ\u00e9e sur le contrat de septembre.<\/p>\n\n\n\n C’est ici que la donne a chang\u00e9 pour les m\u00e9nages. Jusqu’au 31 d\u00e9cembre 2025, le dispositif ARENH obligeait EDF \u00e0 c\u00e9der aux fournisseurs alternatifs une partie de sa production nucl\u00e9aire \u00e0 un prix fixe de 42 euros le m\u00e9gawattheure<\/strong>, ce qui couvrait environ 56 % des volumes utilis\u00e9s pour construire le tarif r\u00e9glement\u00e9 de vente d’\u00e9lectricit\u00e9 (TRVE). Le reste seulement \u00e9tait expos\u00e9 aux prix de march\u00e9.<\/p>\n\n\n\n Depuis le 1er janvier 2026, l’ARENH a \u00e9t\u00e9 remplac\u00e9 par le Versement Nucl\u00e9aire Universel (VNU), un m\u00e9canisme qui vise un prix moyen de l’ordre de 70 euros le m\u00e9gawattheure sur quinze ans<\/strong>, nettement au-dessus de l’ancien tarif r\u00e9gul\u00e9. Surtout, la totalit\u00e9 de la part \u00e9nergie du TRVE est d\u00e9sormais construite \u00e0 un co\u00fbt repr\u00e9sentatif des march\u00e9s de gros. Un \u00e9pisode de tension comme celui de cet \u00e9t\u00e9 a donc, par construction, plus de prise sur le tarif que payent les m\u00e9nages qu’il n’en aurait eu avant 2026.<\/p>\n\n\n\n Ce constat doit toutefois \u00eatre nuanc\u00e9 sur un point : la m\u00e9thode 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, liss\u00e9s sur 24 mois<\/strong>, pr\u00e9cis\u00e9ment pour \u00e9viter que des pics ponctuels ne se r\u00e9percutent brutalement sur les factures. Le contrat qui compte pour la r\u00e9vision tarifaire de f\u00e9vrier 2027 est ainsi le contrat annuel CAL27, dont le prix atteignait 70,56 euros le m\u00e9gawattheure fin juillet, en nette hausse par rapport au niveau du contrat CAL26 observ\u00e9 en 2025, alors compris entre 58 et 59 euros le m\u00e9gawattheure. C’est ce glissement progressif de la courbe \u00e0 terme, aliment\u00e9 par les m\u00eames tensions nucl\u00e9aires et gazi\u00e8res que celles qui ont fait grimper le contrat de septembre, qui constitue le v\u00e9ritable vecteur de transmission vers votre facture, bien plus que le pic de 130,74 euros pris isol\u00e9ment.<\/p>\n\n\n\nDepuis la fin de l’ARENH, le march\u00e9 de gros p\u00e8se davantage sur votre facture<\/h2>\n\n\n\n
<\/th> Avant le 1er janvier 2026 (ARENH)<\/th> Depuis le 1er janvier 2026 (post-ARENH)<\/th><\/tr><\/thead> Prix de r\u00e9f\u00e9rence du nucl\u00e9aire historique<\/td> 42 \u20ac\/MWh, fixe et garanti par la loi<\/td> Environ 70 \u20ac\/MWh en moyenne vis\u00e9e sur 15 ans (VNU)<\/td><\/tr> Part des volumes du TRVE index\u00e9e sur le march\u00e9 de gros<\/td> Environ 56 %<\/td> 100 %<\/td><\/tr> Effet d’un choc comme celui de l’\u00e9t\u00e9 2026 sur le TRVE<\/td> Partiellement amorti par le volume \u00e0 prix fixe<\/td> Int\u00e9gralement transmis \u00e0 la composante de march\u00e9, sous r\u00e9serve du lissage sur 24 mois<\/td><\/tr> Prochaine r\u00e9vision du tarif r\u00e9glement\u00e9<\/td> –<\/td> 1er f\u00e9vrier 2027<\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n Ce que cela repr\u00e9sente concr\u00e8tement sur une facture<\/h2>\n\n\n\n