Par l’équipe éditoriale d’EnergyProMag.com
Alors que les entreprises et les courtiers en énergie finalisent leurs budgets pour 2026, une question domine les esprits : à quoi ressemblera la facture d’électricité de l’hiver prochain ? Après plusieurs années de volatilité extrême, le marché européen de l’énergie entre dans une nouvelle ère, marquée par des tensions structurelles et de nouvelles régulations. L’hiver 2025-2026 s’annonce comme un test de résistance pour le système électrique français et européen. Entre la maintenance du parc nucléaire, la dynamique de la demande post-reprise et la fin de l’ARENH, les facteurs d’incertitude sont nombreux. Cet article propose une analyse approfondie des forces en jeu et présente trois scénarios chiffrés pour permettre aux PME et aux professionnels de l’énergie d’anticiper les risques et d’activer les bonnes stratégies.
Sommaire
Pourquoi l’hiver 2025–2026 s’annonce sous tension sur le marché électrique
Le marché de l’électricité est à la croisée des chemins. Plusieurs facteurs macroéconomiques, industriels et réglementaires convergent pour créer un environnement potentiellement explosif pour l’hiver 2025-2026. Comprendre ces dynamiques est la première étape pour construire une stratégie d’achat d’énergie résiliente.
Une demande en forte hausse : froid, reprise industrielle et électrification
Le premier facteur de tension est la demande. Les prévisions de RTE (Réseau de Transport d’Électricité) et de l’AIE (Agence Internationale de l’Énergie) sont unanimes : la consommation d’électricité devrait connaître une croissance de 4 à 6 % par rapport à l’hiver 2024. Cette augmentation est tirée par trois moteurs principaux : la reprise industrielle qui se confirme, l’électrification croissante des usages (notamment les véhicules électriques et les pompes à chaleur) et les prévisions d’un hiver potentiellement plus rigoureux que les précédents. Cette demande accrue exercera une pression directe sur un réseau déjà sollicité.
Le cycle saisonnier de la demande d’électricité et de gaz naturel montre des pics marqués en hiver.
Production française en recomposition
Côté offre, la situation est également complexe. La production nucléaire française, pilier de notre approvisionnement, est en pleine phase de maintenance programmée. EDF a annoncé l’arrêt temporaire de plusieurs réacteurs pour des contrôles et des travaux de modernisation, essentiels pour la prolongation de leur durée de vie. Parallèlement, la production hydraulique, qui avait déjà souffert de la sécheresse de 2025, pourrait à nouveau être contrainte. Cette configuration rend la France plus dépendante des importations d’électricité depuis l’Allemagne et l’Espagne, à des prix souvent plus élevés.
Fin de l’ARENH et mise en place du “Versement Nucléaire Universel (VNU)”
Le 31 décembre 2025 marquera la fin de l’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH), un mécanisme qui a permis pendant des années aux fournisseurs alternatifs d’acheter de l’électricité à EDF à un prix fixe. Dès 2026, un nouveau dispositif, le “Versement Nucléaire Universel” (VNU), prendra le relais. Cependant, les contours de ce mécanisme et surtout le prix de référence de l’électricité nucléaire qui en découlera sont encore sujets à de vives discussions. Cette incertitude réglementaire majeure complique l’élaboration des offres par les fournisseurs et la visibilité pour les entreprises et les courtiers.
L’infrastructure du réseau électrique doit gérer une demande croissante et des flux complexes.
Les 3 scénarios de prix pour l’hiver 2025–2026
Face à ces incertitudes, il est possible de modéliser trois grands scénarios pour le prix de l’électricité sur le marché de gros (EPEX Spot) durant les mois critiques de l’hiver 2025-2026. Chaque scénario, associé à une probabilité, doit guider une stratégie d’achat d’énergie spécifique.
Visualisation des trois scénarios de prix avec leurs probabilités et impacts sur les PME.
Scénario 1 : Stabilisation contrôlée (Probabilité : 50 %)
Ce scénario, le plus optimiste, repose sur l’alignement de plusieurs facteurs favorables : un hiver doux, un redémarrage complet et sans accroc du parc nucléaire français après maintenance, et des niveaux de stockage de gaz élevés en Europe. Dans ces conditions, le marché resterait tendu mais sans pics extrêmes.
- Prix moyen anticipé : 105–125 €/MWh.
- Impact PME : Une hausse modérée de 3 à 5 % sur la facture annuelle, principalement due à la fin de l’ARENH.
- Stratégie recommandée : Opter pour un contrat mixte (par exemple, 50 % à prix fixe pour sécuriser un volume de base et 50 % à prix indexé pour profiter d’éventuelles baisses) peut être une approche équilibrée.
💡 Exemple d’impact pour une PME industrielle :
Pour une PME consommant 800 MWh/an, une hausse de 5 % de sa facture (passant de 160 000 € à 168 000 €) représente un surcoût annuel de 8 000 €, soit près de 700 € par mois à intégrer dans le budget prévisionnel.
Scénario 2 : Hausse forte sous tension (Probabilité : 35 %)
Ce scénario intermédiaire, et malheureusement réaliste, table sur un hiver rigoureux, un prix du gaz qui repart à la hausse sur le marché TTF en raison de tensions géopolitiques, et les premiers effets du marché carbone ETS2 qui commencent à se faire sentir sur les coûts de production des centrales à gaz.
- Prix anticipé : 150–180 €/MWh.
- Impact PME : Une augmentation significative de 10 à 20 % sur la facture totale, capable d’éroder sérieusement les marges.
- Stratégie recommandée : La renégociation du contrat d’énergie devient une urgence. Il est conseillé de sécuriser un prix fixe sur 12 à 24 mois dès le mois de novembre 2025 pour se prémunir contre la volatilité attendue. L’attentisme serait ici une erreur coûteuse.
➡️ Simulez votre scénario personnalisé avec notre outil ‘Prévision prix énergie 2026’ pour évaluer l’impact précis d’une telle hausse sur votre entreprise.
Scénario 3 : Volatilité extrême & crise d’approvisionnement (Probabilité : 15 %)
C’est le scénario du pire, une répétition de la crise de 2022. Il serait déclenché par une combinaison de facteurs aggravants : un hiver très froid et long, des pannes imprévues sur le parc nucléaire, une nouvelle crise géopolitique majeure (Moyen-Orient, Ukraine) impactant les livraisons de GNL, et une tension généralisée sur les interconnexions européennes.
- Prix anticipé : 200–250 €/MWh en moyenne, avec des pics pouvant dépasser les 400 €/MWh.
- Impact PME : Une explosion des coûts de +25 % ou plus, mettant en péril la viabilité de nombreuses entreprises énergivores. Le risque de délestages ciblés sur les sites industriels pour préserver le réseau deviendrait une réalité.
- Stratégie recommandée : Les stratégies classiques ne suffisent plus. Il faut activer des leviers de crise : envisager un achat groupé via un syndicat professionnel pour mutualiser les risques, signer un contrat d’achat direct à long terme (PPA) avec un producteur renouvelable local, ou mettre en place des plans de réduction drastique de la consommation durant les heures de pointe.
Tableau : Synthèse des 3 Scénarios de Prix
| Scénario | Probabilité | Prix moyen (€/MWh) | Fourchette | Impact PME | Facteurs clés | Stratégie recommandée |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1. Stabilisation contrôlée | 50% | 115 €/MWh | 105-125 €/MWh | +3-5% | Hiver doux, nucléaire OK, stocks gaz élevés | Contrat mixte (50% fixe / 50% indexé) |
| 2. Hausse forte sous tension | 35% | 165 €/MWh | 150-180 €/MWh | +10-20% | Hiver rigoureux, gaz cher, ETS2 | Sécuriser prix fixe 12-24 mois dès novembre |
| 3. Volatilité extrême | 15% | 225 €/MWh | 200-250 €/MWh (pics >400) | +25%+ | Crise géopolitique, pannes, délestages | Achat groupé, PPA local, réduction conso |
Comment anticiper la hausse : 5 leviers à activer dès maintenant
Quel que soit le scénario qui se réalisera, l’anticipation est la clé. Plusieurs actions peuvent et doivent être mises en place dès aujourd’hui pour renforcer la résilience de votre entreprise face à la volatilité des prix de l’énergie.
1. Vérifiez la date de renouvellement de votre contrat
C’est le point de départ. Un contrat arrivant à échéance en plein pic hivernal sans avoir été renégocié vous expose à être “repris par défaut” par votre fournisseur à un tarif d’urgence, souvent prohibitif. L’idéal est de commencer les démarches de renégociation 3 à 6 mois avant l’échéance pour avoir le temps de comparer les offres et de choisir le bon moment pour signer.
2. Comparez les offres indexées vs fixes
Le choix entre un prix fixe et un prix indexé est plus stratégique que jamais. Un contrat à prix fixe offre une protection totale contre les hausses, mais peut vous priver de baisses potentielles. Un contrat indexé sur le marché spot vous expose à la volatilité, mais peut être avantageux si le scénario de stabilisation se confirme. Des offres mixtes ou avec des clauses de plancher et de plafond peuvent offrir un bon compromis.
Analyse comparative des différentes stratégies de contrats d’électricité selon les scénarios de marché.
3. Mesurez l’impact réel sur votre marge
Il est crucial de traduire la hausse des prix de l’énergie en impact concret sur votre rentabilité. Par exemple, pour une PME où l’énergie représente 10% des coûts, une hausse de 20% de la facture électrique peut amputer la marge nette de plusieurs points. Utiliser un calculateur pour simuler cet impact vous aidera à justifier les investissements en efficacité énergétique ou le recours à un courtier.
4. Activez les dispositifs d’aide
Plusieurs mécanismes de soutien existent pour les entreprises. Bien que le bouclier tarifaire ait été largement réduit, certaines TPE peuvent encore y être éligibles. Surtout, les Certificats d’Économies d’Énergie (CEE) et les subventions régionales pour l’efficacité énergétique restent des leviers puissants pour financer des projets de réduction de la consommation.
5. Installez un pilotage intelligent de votre consommation
La meilleure énergie est celle que l’on ne consomme pas. Mettre en place des outils de pilotage (sous-comptage, IoT, logiciels de management de l’énergie) permet d’identifier les gaspillages et d’optimiser les processus. Un cas concret dans une usine agroalimentaire a montré qu’un tel système, couplé à des actions ciblées, a permis de réduire la consommation globale de 12 % en moins d’un an.
Tableau : Calendrier d’Action pour Anticiper la Hausse
| Action | Quand ? | Durée | Coût estimé | ROI / Bénéfice | Difficulté |
|---|---|---|---|---|---|
| Audit de votre contrat actuel | Immédiat | 1-2 jours | Gratuit (via courtier) | Visibilité sur échéance et risques | ⭐ Facile |
| Simulation des 3 scénarios sur votre facture | Septembre-Octobre 2025 | 1 jour | Gratuit (outil en ligne) | Anticipation budgétaire précise | ⭐ Facile |
| Lancement de la renégociation | 3-6 mois avant échéance | 2-4 semaines | Gratuit (courtier rémunéré par fournisseur) | Économie 5-15% vs tarif par défaut | ⭐⭐ Moyen |
| Mise en place sous-comptage / IoT | Avant novembre 2025 | 1-3 mois | 3 000-15 000 € | Réduction conso 8-12%, ROI 18-36 mois | ⭐⭐⭐ Difficile |
| Demande de subventions CEE | Dès projet identifié | 2-6 mois | Temps interne ou consultant | Financement 20-40% des travaux | ⭐⭐⭐ Difficile |
| Signature contrat optimisé | Novembre 2025 (avant pic) | 1 semaine | Inclus dans courtage | Sécurisation prix avant hausse | ⭐⭐ Moyen |
Le rôle du courtier : votre bouclier anti-volatilité
Dans ce marché complexe et incertain, le courtier en énergie n’est plus un simple intermédiaire, mais un partenaire stratégique. Son rôle est de vous aider à naviguer la volatilité et à transformer les contraintes du marché en opportunités.
- Négocier les conditions avant la hausse : Grâce à son accès aux prix de gros et à sa vision du marché, le courtier peut identifier les fenêtres de tir optimales pour acheter l’énergie et négocier des conditions contractuelles plus favorables.
- Mutualiser via des groupements d’achat : Pour les PME, se regrouper permet d’atteindre un volume de consommation plus important et donc d’accéder à des conditions tarifaires normalement réservées aux grands comptes. Une économie moyenne de 8 à 15 % est souvent constatée par rapport à un contrat individuel.
- Conseiller sur les aides, CEE et fiscalité : Un bon courtier offre un service complet qui inclut la veille réglementaire, le montage de dossiers de subventions (CEE, fonds régionaux) et l’optimisation de la fiscalité énergétique (accises sur l’énergie), un gain de temps et une sécurisation précieuse pour le dirigeant.
Le réseau électrique interconnecté est au cœur de la gestion de l’approvisionnement énergétique.
Tableau : Comparaison des Types de Contrats d’Électricité
| Type de contrat | Principe | Avantages | Inconvénients | Pour qui ? | Coût moyen estimé 2026 |
|---|---|---|---|---|---|
| Prix Fixe | Prix du kWh garanti sur toute la durée | ✅ Protection totale contre hausse ✅ Visibilité budgétaire ✅ Sérénité | ❌ Pas de bénéfice si baisse ❌ Prime de risque incluse | PME averses au risque, budgets serrés | 120-130 €/MWh |
| Prix Indexé | Prix suit le marché spot (EPEX) | ✅ Profite des baisses ✅ Transparence ✅ Pas de prime de risque | ❌ Exposition totale à la volatilité ❌ Risque de pics | Grandes entreprises avec trésorerie solide | 110-180 €/MWh (volatil) |
| Prix Mixte | Combinaison fixe + indexé | ✅ Équilibre protection/flexibilité ✅ Lissage des risques | ❌ Complexité de gestion ❌ Compromis sur les deux axes | PME/ETI cherchant équilibre | 115-155 €/MWh |
| Contrat PPA | Achat direct producteur renouvelable | ✅ Prix stable long terme ✅ Décarbonation ✅ Image RSE | ❌ Engagement long (10-20 ans) ❌ Complexité juridique | Grands sites industriels, engagés RSE | 90-110 €/MWh (long terme) |
Focus international : les signaux européens à surveiller
Le prix de l’électricité en France ne se décide pas en vase clos. Il est intimement lié aux dynamiques des marchés européens de l’énergie. Trois signaux faibles sont particulièrement à surveiller pour l’hiver 2025-2026.
- Lien avec le marché du gaz (TTF / PEG) : La corrélation entre le prix du gaz et celui de l’électricité a atteint plus de 90% lors de la crise de 2022. Le niveau des stocks de gaz européens à l’automne 2025 et les tensions sur l’approvisionnement en GNL seront des indicateurs avancés cruciaux.
- Marché carbone ETS & Green Deal : La nouvelle phase du marché carbone (ETS2) et le Mécanisme d’Ajustement Carbone aux Frontières (CBAM) vont progressivement renchérir le coût de production d’électricité à partir d’énergies fossiles, créant un effet de rebond sur les prix de marché.
- Interconnexions France–Espagne / Allemagne : La France a été exportatrice nette d’électricité pendant une grande partie de 2025. Une forte demande des pays voisins en cas de vague de froid pourrait créer des tensions sur notre propre équilibre offre-demande et pousser les prix à la hausse.
Tableau : Facteurs d’Influence sur les Prix de l’Électricité Hiver 2025-2026
| Facteur | Impact sur prix | Niveau de risque | Indicateur à surveiller | Source de données |
|---|---|---|---|---|
| Disponibilité parc nucléaire français | ⬆️⬆️⬆️ Très fort | 🟠 Moyen | Taux de disponibilité EDF (%) | RTE, EDF |
| Rigueur de l’hiver (températures) | ⬆️⬆️⬆️ Très fort | 🔴 Élevé | Prévisions météo long terme, degré-jours | Météo France, ECMWF |
| Prix du gaz naturel (TTF) | ⬆️⬆️ Fort | 🔴 Élevé | Prix spot TTF (€/MWh) | EPEX, ICE |
| Niveau des stocks de gaz UE | ⬆️⬆️ Fort | 🟠 Moyen | Taux de remplissage (%) | GIE (Gas Infrastructure Europe) |
| Production hydraulique | ⬆️ Modéré | 🟢 Faible | Niveau des barrages, précipitations | RTE, EDF Hydro |
| Interconnexions européennes | ⬆️⬆️ Fort | 🟠 Moyen | Flux import/export (GW) | ENTSO-E, RTE |
| Quotas carbone ETS/ETS2 | ⬆️ Modéré | 🟢 Faible | Prix EUA (€/tCO2) | EEX, ICE |
| Tensions géopolitiques | ⬆️⬆️⬆️ Très fort | 🔴 Élevé | Actualité Moyen-Orient, Ukraine, GNL | Presse spécialisée, AIE |
FAQ : Prix de l’électricité hiver 2025-2026
1. Quel est le prix moyen du MWh attendu pour l’hiver 2025-2026 ?
Nos scénarios prévoient une fourchette large, allant de 105-125 €/MWh (scénario stable) à plus de 200 €/MWh en cas de crise, avec un scénario intermédiaire autour de 150-180 €/MWh.
2. Quelle évolution du prix de l’électricité pour les professionnels en 2026 ?
Une hausse est quasi certaine en raison de la fin de l’ARENH. L’ampleur dépendra du scénario, allant de +3-5% à plus de 25% pour les entreprises les plus exposées.
3. Comment anticiper une hausse d’électricité ?
L’anticipation passe par l’audit de son contrat, la comparaison des offres (fixe vs. indexé), la simulation de l’impact sur les marges et l’exploration des aides à l’efficacité énergétique.
4. Quand renégocier son contrat d’énergie ?
L’idéal est de commencer les démarches 3 à 6 mois avant la date d’échéance de votre contrat actuel pour ne pas être pris au dépourvu et subir des tarifs d’urgence.
5. Quel scénario est le plus probable pour 2026 ?
Nous estimons une probabilité de 50% pour un scénario de stabilisation contrôlée, mais le risque d’une hausse forte (35% de probabilité) est très significatif et doit être préparé.
6. Quelles aides pour les PME en cas de hausse d’électricité ?
Les principaux leviers sont les Certificats d’Économies d’Énergie (CEE) pour financer des travaux, ainsi que les subventions régionales et nationales pour la décarbonation et l’efficacité énergétique.
7. Pourquoi la fin de l’ARENH fait-elle grimper les prix ?
L’ARENH permettait d’acheter une partie de l’électricité nucléaire à un prix fixe et bas (42 €/MWh). Sa fin expose tous les fournisseurs et consommateurs aux prix de marché, qui sont structurellement plus élevés.
8. Quelle différence entre un contrat à prix fixe et un contrat indexé ?
Un contrat à prix fixe garantit le même prix du kWh sur toute la durée du contrat, offrant une protection contre les hausses. Un contrat indexé suit les variations du marché de gros, à la hausse comme à la baisse.
9. Les courtiers peuvent-ils garantir un prix stable ?
Un courtier ne peut pas garantir un prix, mais il peut vous aider à le sécuriser au meilleur moment grâce à son expertise du marché et à négocier les meilleures conditions contractuelles possibles.
10. Comment simuler le coût d’électricité de mon entreprise ?
Utilisez des outils de simulation en ligne ou contactez un courtier en énergie qui pourra réaliser une analyse personnalisée basée sur votre profil de consommation et les scénarios de marché.
Tableau : Aides et Dispositifs de Soutien pour les Entreprises
| Dispositif | Organisme | Éligibilité | Montant / Taux | Domaine | Démarche |
|---|---|---|---|---|---|
| Certificats d’Économies d’Énergie (CEE) | Fournisseurs d’énergie (obligés) | Toutes entreprises | 20-40% du coût projet | Efficacité énergétique (isolation, LED, moteurs, etc.) | Via fournisseur ou courtier CEE |
| Bouclier tarifaire entreprises (résiduel) | État | TPE <10 salariés, CA <2M€, puissance <36 kVA | Plafonnement hausse à 15% | Facture globale | Automatique via fournisseur |
| Subventions régionales décarbonation | Régions, ADEME | PME/ETI avec projet structurant | 30-50% du projet | Cogénération, solaire, process bas-carbone | Appel à projets régional |
| Prêt Éco-Énergie (PEE) Bpifrance | Bpifrance | PME/ETI | Prêt jusqu’à 500 k€, taux réduit | Investissements efficacité énergétique | Dossier Bpifrance |
| Suramortissement fiscal | Bercy (DGFiP) | Toutes entreprises imposées | Déduction fiscale majorée (140%) | Équipements efficacité énergétique | Déclaration fiscale |
Conclusion : Anticiper pour protéger vos marges
L’hiver 2025-2026 sera un moment charnière pour les entreprises françaises. La fin de l’ARENH, les tensions sur la production et la demande croissante créent un cocktail d’incertitudes qui nécessite une préparation active. Les trois scénarios présentés dans cet article ne sont pas de simples projections : ils sont des outils de décision pour vous permettre d’adapter votre stratégie d’achat d’énergie en fonction de votre profil de risque et de votre capacité d’investissement. Que vous choisissiez la sécurité d’un contrat fixe, la flexibilité d’un contrat indexé ou l’équilibre d’une solution mixte, l’essentiel est d’agir maintenant. Le temps de l’attentisme est révolu. Les entreprises qui auront anticipé, sécurisé leurs contrats et investi dans l’efficacité énergétique seront celles qui traverseront cet hiver avec sérénité et préserveront leurs marges.
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