Prévision du prix de l’électricité 2027 : à quoi s’attendre ?

Après plusieurs années de fortes tensions, le marché français de l’électricité semble s’orienter vers des prix de gros plus modérés. Mais cette tendance ne signifie pas nécessairement une baisse équivalente des factures. Quelles sont les prévisions pour le prix de l’électricité dans les années à venir ?

Prévision prix de l’électricité en 2027

En 2027, le prix de l’électricité en France devrait rester influencé par le niveau des prix de marché, la production nucléaire et renouvelable, ainsi que par les coûts d’acheminement et les taxes. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) publie plusieurs données prospectives permettant d’évaluer les conditions de marché attendues pour 2027.

La CRE estime actuellement à 63,82 €/MWh le revenu unitaire du parc nucléaire historique d’EDF pour 2027, soit un revenu total estimé à 22,975 milliards d’euros pour une production nucléaire prévisionnelle de 360 TWh. Cette estimation, publiée le 1er juillet 2026, est réalisée dans le cadre du nouveau mécanisme de versement nucléaire universel (VNU).

La CRE prévoit également pour 2027 des charges de service public de l’énergie (CSPE) de 14,2 milliards d’euros, dont 10,67 milliards d’euros financés par le budget de l’État. Les surcoûts unitaires liés au soutien aux énergies renouvelables électriques et à la cogénération au gaz naturel sont estimés autour de 90 €/MWh, un niveau comparable à celui observé avant la crise énergétique.

Pour les entreprises, l’évolution de la facture en 2027 dépendra donc de plusieurs composantes : prix de fourniture de l’électricité, acheminement, mécanisme de capacité, accise et autres taxes. Le TURPE constitue notamment une composante importante du prix final : au 1er août 2026, la CRE a fixé une évolution moyenne de +3,04 % pour le TURPE 7 HTA-BT et de +3,34 % pour le TURPE 7 HTB.

À ce stade, il n’est donc pas possible d’affirmer que l’électricité coûtera précisément X €/MWh en 2027. Les données de la CRE permettent plutôt d’identifier les principaux paramètres susceptibles d’influencer le prix de l’électricité en 2027, tandis que le prix réellement payé par une entreprise dépendra de son profil de consommation, de son contrat et des différentes composantes de sa facture.

Prévision prix de l’électricité en 2026

Avant d’analyser les prévisions du prix de l’électricité pour 2026 et pour les années à venir, il convient de comprendre comment se structure le marché.

Il faut prendre en compte :

• les prix du marché spot, qui correspondent aux échanges d’électricité à très court terme, du jour au lendemain,
• les contrats à terme, qui donnent une indication de ce que les acteurs du marché anticipent pour les mois ou les années à venir.

Commençons par regarder du côté du marché spot.

Un prix spot orienté à la baisse sur le premier semestre 2026

Selon le bilan semestriel de RTE, le prix spot day-ahead français s’est établi à 61,9 €/MWh en moyenne au premier semestre 2026, contre 66,7 €/MWh sur la même période de 2025.

Pour rappel, Le « day-ahead » est le marché sur lequel l’électricité est achetée et vendue la veille pour le lendemain. Le prix spot de l’électricité sert notamment de référence aux offres indexées et intervient dans le règlement des écarts entre l’électricité prévue et celle réellement consommée.

Sur l’ensemble de l’année 2025, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) retient une moyenne de 61 €/MWh dans son rapport de surveillance des marchés de gros.

La baisse s’est accentuée en 2026. RTE a compté 407 heures à prix négatif pendant le seul premier semestre, contre 363 heures un an plus tôt. Deux records ont même été atteints : -478,8 €/MWh le 26 avril, puis -498,7 €/MWh le 1er mai. Ces prix négatifs de l’électricité apparaissent généralement lorsque la production solaire est forte et la consommation faible, par exemple pendant certains week-ends ou les ponts de printemps.

Le poids du Turpe

Cependant, on peut s’attendre à une hausse des prix de l’électricité en 2026 du fait de l’acheminement de l’énergie sur le réseau (TURPE). La CRE a annoncé une augmentation au 1er août 2026 du tarif d’acheminement de +3,04 % pour la distribution et de +3,34 % pour le transport, en raison notamment de l’inflation prévisionnelle.

Cette hausse a été répercuté sur les tarifs réglementés de vente (TRV) au 1er août, qui augmentent de 2,5 % TTC en moyenne. Elle impacte également les offres de marché.

Pour comprendre ce qui peut arriver à la facture d’électricité d’un site professionnel, il faut distinguer deux mouvements différents. D’un côté, la part liée à la fourniture d’électricité, dont le prix dépend des marchés, tend à diminuer. De l’autre, certaines composantes réglementées, comme les coûts de réseau et la fiscalité, augmentent.

Quelle prévision d’évolution du prix de l’électricité pour 2027 à 2030 ?

Une baisse des prix sur les marchés ?

Du côté des marchés, les prévisions 2026 pour le prix de l’électricité en 2027 montrent une tendance à la hausse depuis le mois de septembre. Cependant, dans son bilan prévisionnel 2025-2035, publié le 9 décembre 2025, RTE estime que les prix pourraient se situer entre 35 et 50 €/MWh à l’horizon 2030 dans son scénario de « décarbonation lente ». La décarbonation désigne ici la réduction progressive des émissions de CO₂ liées à la production et à la consommation d’énergie. Le prix de l’électricité pourrait donc reculer dans les années à venir.

Des prix à terme sous 55 €/MWh pour 2027

Un contrat à terme permet de fixer aujourd’hui un prix pour de l’électricité qui sera livrée plus tard. Le contrat calendaire 2027 donne donc une indication du prix auquel les acteurs du marché sont prêts à acheter ou vendre aujourd’hui de l’électricité qui sera fournie en 2027.

Le contrat calendaire, dit CAL27, pour une livraison 2027 a coté 54,02 €/MWh en moyenne au premier semestre 2026, contre 64,6 €/MWh un an plus tôt (selon RTE) avant de subir une nette accélération à la rentrée pour se hisser autour de 94 €/MWh en septembre 2026, contre environ 60,61 €/MWh en septembre 2025. In fine, la tendance prévisionnelle pour 2027 s’oriente vers une hausse modérée à marquée pour le prix de l’électricité, effaçant la détente du début d’année en raison de la volatilité des marchés du gaz et des primes de risque géopolitiques.

Cette différence s’explique notamment par le parc de production français, en particulier nucléaire et hydraulique. Grâce à une production supérieure à sa consommation sur de nombreuses périodes, la France a affiché un solde exportateur de 51,0 TWh au premier semestre 2026, valorisé à 61,2 €/MWh en moyenne selon RTE.

Le suivi de l’évolution du prix de l’électricité sur le marché spot et le marché à terme permet donc de comprendre la tendance générale. Les données de marché du prix de l’électricité permettent ensuite d’actualiser ces repères au fil des séances de cotation.

Quels facteurs pèsent sur la prévision du prix de l’électricité pour 2027 ?

Le prix de gros de l’électricité, c’est-à-dire le prix auquel elle s’échange sur les marchés avant d’être vendue aux consommateurs, dépend surtout de deux éléments :

• la quantité d’électricité produite à un moment donné
• la quantité consommée au même moment.

La production : nucléaire, renouvelables et prix du gaz

Trois facteurs jouent un rôle important dans la quantité d’électricité disponible et dans son coût :

• Le nucléaire. EDF prévoit une production comprise entre 350 et 370 TWh en 2026 et en 2027, puis entre 345 et 375 TWh en 2028. Au premier semestre 2026, les centrales nucléaires françaises ont produit 189,8 TWh, avec une disponibilité du parc de 73,9 %. Cela signifie qu’en moyenne, près des trois quarts de la capacité nucléaire pouvaient être utilisés pour produire de l’électricité.
• Le solaire et l’éolien. RTE envisage entre 35 et 90 GW de capacités renouvelables en 2030, selon la vitesse à laquelle de nouvelles installations seront construites. Le GW, ou gigawatt, mesure ici la puissance que les installations peuvent fournir. Plus les capacités solaires et éoliennes augmentent, plus certaines périodes peuvent connaître une production très abondante. Au printemps, lorsque la demande est faible mais que le soleil et le vent permettent de produire beaucoup, le prix de gros peut même devenir nul ou négatif.
• Le prix du gaz. Du fait des centrales thermiques, le coût lié à la production d’électricité, dépend donc en partie du prix du gaz. En mars et en novembre 2025, RTE a observé que le prix spot horaire de l’électricité dépassait le bas de la fourchette des coûts variables des centrales à gaz environ 30 % du temps. Le prix spot correspond au prix de l’électricité échangée à très court terme sur le marché. Cet indicateur permet d’estimer à quelle fréquence les centrales à gaz peuvent contribuer à fixer le prix de l’électricité. La CRE, la Commission de régulation de l’énergie, constate toutefois que la hausse du gaz ne s’est répercutée que partiellement sur l’électricité en France. Les prix français de l’électricité dépendent donc de moins en moins directement de ceux du gaz.

La demande : chauffage électrique, exports et effacement

En 2025, la consommation d’électricité en France métropolitaine, une fois corrigée des variations liées à la météo, a atteint 451 TWh, soit une hausse de 0,4 % en un an. Mais autour de ce niveau général, plusieurs facteurs peuvent faire varier la demande et donc influencer les prix :

• Le chauffage électrique. Lorsqu’il fait froid, les logements et bureaux équipés de radiateurs électriques consomment davantage. Au premier trimestre 2025, les températures étaient en moyenne inférieures de 1,2 °C à celles du premier trimestre 2024. Selon RTE, cela a entraîné une hausse de la consommation de près de 6 TWh sur le trimestre. La pointe de consommation, c’est-à-dire le moment où la demande d’électricité est la plus élevée, a été atteinte le 14 janvier 2025 à 9 h, avec 88 GW.
• Les échanges aux frontières. La France échange en permanence de l’électricité avec ses voisins. En 2025, elle a exporté 92,3 TWh de plus qu’elle n’en a importé : c’est ce qu’on appelle le solde exportateur. Il s’agit du niveau le plus élevé jamais enregistré. Au premier semestre 2026, ce solde atteignait déjà 51 TWh. Les différences de prix avec l’Allemagne, la Belgique, la Grande-Bretagne, la Suisse et le nord de l’Italie ont atteint entre 20 et 50 €/MWh en 2025. Ces écarts peuvent encourager les échanges d’électricité entre pays et influencer les prix français.
• L’effacement. L’effacement consiste à réduire temporairement la consommation de certains clients lorsque le réseau est très sollicité. Une usine peut, par exemple, décaler une partie de son activité pour consommer moins pendant quelques heures. RTE estime que 3,7 GW de consommation pouvaient ainsi être effacés durant l’hiver 2025-2026. Ce mécanisme aide à gérer les pointes électriques et limite les tensions sur le réseau.

Prévision des prix de l’électricité 2027 : quel est l’impact de la fin de l’ARENH ?

Jusqu’à fin 2025, l’ARENH, ou accès régulé à l’électricité nucléaire historique, permettait aux fournisseurs concurrents d’EDF d’acheter une partie de l’électricité produite par les centrales nucléaires d’EDF à un prix fixé à l’avance. Ce prix était de 42 €/MWh depuis 2012, dans une limite totale de 100 TWh par an. Mis en place en 2011, ce système a pris fin le 31 décembre 2025.

Depuis 2026, les fournisseurs ne peuvent donc plus compter sur ce tarif réglementé pour construire leurs offres destinées aux entreprises. Ils achètent leur électricité sur les marchés de gros, où les prix évoluent en fonction de l’offre et de la demande.

Il est cependant possible d’acheter de l’électricité à l’avance. En avril 2025, la CRE observait ainsi des prix à terme autour de 60 €/MWh pour les années 2026, 2027 et 2028.

Zoom sur le VNU

Depuis janvier 2026, le versement nucléaire universel (VNU) remplace l’ARENH. Il redistribue aux consommateurs une partie des revenus du nucléaire lorsque ceux-ci dépassent certains seuils :

• Au-delà de 78 €/MWh, 50 % des revenus supplémentaires sont prélevés ;
• au-delà de 110 €/MWh, ce prélèvement atteint 90 %.

Les sommes récupérées peuvent réduire les factures entre avril et octobre. Toutefois, aucune réduction n’est prévue en 2026.

Pour 2027, le revenu estimé à 63,82 €/MWh resterait inférieur au premier seuil. Les entreprises restent donc exposées aux marchés de gros et doivent sécuriser leurs prix par contrat.

Révision du prix de l’électricité : comment sécuriser les contrats ?

Prévoir l’évolution des cours de l’électricité ne suffit pas : le prix réellement payé par une entreprise dépend surtout de la formule prévue dans son contrat. Certaines offres permettent de connaître son prix à l’avance, tandis que d’autres suivent plus directement les variations du marché.

Les différents types d’offres d’électricité

Il existe six grandes familles d’offres pour les professionnels.

1. Le prix fixe bloque le prix du kWh d’électricité pendant la durée garantie par le fournisseur. L’entreprise est ainsi protégée contre une hausse des marchés. En revanche, elle ne profite pas d’une éventuelle baisse des prix pendant cette période.
2. L’offre indexée sur le tarif réglementé de vente évolue en fonction du TRV. Lorsque cette référence est révisée, le prix du contrat peut donc évoluer lui aussi.
3. L’offre indexée sur les marchés de gros suit directement un prix de marché. Elle peut notamment être liée au prix spot, c’est-à-dire au prix de l’électricité achetée à très court terme. L’entreprise est alors davantage exposée aux hausses comme aux baisses du marché.
4. L’offre bloc et spot combine deux méthodes. Une partie du volume d’électricité est achetée à l’avance, tandis que le reste suit les prix spot, qui peuvent varier d’une heure à l’autre. L’entreprise sécurise ainsi une partie de son budget tout en conservant une certaine exposition au marché.
5. La tarification dynamique fait varier le prix de l’électricité en fonction des prix du marché, notamment selon les heures. L’entreprise peut donc payer moins cher pendant certaines périodes et davantage lorsque les prix augmentent. Les fournisseurs comptant plus de 200 000 sites doivent proposer ce type d’offre. La CRE a toutefois prolongé jusqu’au 30 juin 2027 le régime transitoire concernant la mise en œuvre de cette obligation.
6. Enfin, l’offre à clics permet de ne pas fixer tout le prix au moment de la signature. L’entreprise peut acheter progressivement son électricité par tranches, à différentes dates. Le prix final dépend donc des moments choisis pour effectuer ces différentes fixations.

Comment choisir son offre ?

Pour choisir entre ces solutions, trois éléments sont particulièrement importants.

• La durée du contrat. Un prix fixe sur plusieurs années protège l’entreprise contre une hausse des marchés pendant toute la période couverte. En contrepartie, elle ne profite pas d’une éventuelle baisse. Un contrat plus court permet de revenir plus rapidement sur le marché, mais oblige aussi à renouveler son prix plus souvent.
• Le fractionnement du volume. Les offres bloc et spot et les offres à clics permettent de ne pas acheter toute l’électricité au même moment. Les volumes sont sécurisés progressivement. Cette méthode permet de lisser le point d’entrée, c’est-à-dire d’éviter que le prix de tout le contrat dépende des conditions du marché à une seule date.
• Le moment de la fixation. Les alertes marché permettent de définir à l’avance un niveau de prix à surveiller. Lorsque les cotations, c’est-à-dire les prix observés sur les marchés, passent sous ce seuil, l’entreprise peut être avertie et décider de fixer tout ou partie de son prix. Elle évite ainsi de devoir surveiller les marchés chaque jour.

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Caroline Dusanter

Caroline Dusanter sur Linkedin

Diplômée d’un Master 2 du CELSA-Paris Sorbonne, Caroline s’est lancée comme rédactrice et chargée de communication éditoriale indépendante en 2017. Intéressée par les problématiques liées à la transition énergétique et à la mobilité, elle travaille avec Opéra Énergie depuis 2019.

Experte sur les problématiques liées à l'énergie et la rénovation énergétique, elle ambitionne à travers ses articles de faire de la pédagogie sur le marché du gaz et de l’électricité, en constante évolution.