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La tension s’accentue sur les marchés de l’énergie, les échéances longues restent attractives
La hausse de cette semaine confirme la forte prime de risque qui pèse sur les échéances les plus proches, en particulier sur 2027. A la tension persistante sur le marché du gaz s’ajoute désormais un point de vigilance sur le marché français : la disponibilité du parc nucléaire. Sa dégradation en septembre, combinée à une production hydraulique relativement faible, a réduit les capacités d’exportation françaises et accru le recours aux centrales à gaz et aux importations. A l’approche de l’hiver, la remontée de la disponibilité nucléaire sera donc déterminante. Si elle devait rester en retrait par rapport aux anticipations, les prix français seraient davantage exposés aux tensions du marché européen du gaz, au moment même où la consommation électrique augmente. Pour autant, l’écart de prix reste important entre 2027 et les échéances 2028-2029, qui demeurent sensiblement moins chères. Nous continuons donc à privilégier une approche progressive : rester attentifs aux opportunités de sécurisation sur les échéances longues. Dans les prochaines semaines, quatre facteurs seront particulièrement à surveiller : les températures, la disponibilité du nucléaire français, les flux de GNL vers l’Europe et l’évolution de la situation géopolitique.
- Gaz : l’approche de l’hiver maintient une forte prime de risque. Le marché du gaz européen reste sous tension. Le TTF a encore progressé cette semaine, dans un contexte où les risques sur l’approvisionnement en GNL demeurent importants. La situation au Moyen-Orient et les perturbations des exportations qataries continuent notamment de peser sur le marché : les livraisons de GNL du Qatar restent très fortement réduites et certaines situations de force majeure ont été prolongées. A l’approche de l’hiver, le niveau des stocks européens constitue également un point de vigilance. Ils étaient remplis à 71,96 % au 2 octobre, contre près de 84 % en France. La situation européenne reste donc relativement fragile et très dépendante des températures hivernales et de la disponibilité du GNL.
- Electricité : forte hausse sur 2027, 2028-2029 résistent mieux. La tension s’est nettement renforcée cette semaine sur les marchés de l’électricité, particulièrement sur les échéances les plus proches. Le CAL 2027 termine la semaine autour de 94 €/MWh, en hausse de plus de 8 % sur une semaine. Le contraste reste important avec les échéances plus lointaines : environ 60 €/MWh pour 2028 et 55 €/MWh pour 2029. Cette structure de prix traduit une prime de risque toujours très importante sur l’hiver prochain, alimentée notamment par les tensions sur le gaz et les incertitudes géopolitiques. Le premier trimestre 2027 dépasse désormais 150 €/MWh. A l’inverse, les échéances 2028 et 2029 restent à des niveaux sensiblement plus bas. Malgré leur remontée cette semaine, elles continuent donc d’offrir des fenêtres intéressantes pour les consommateurs ayant des échéances de contrats à moyen terme. Autre caractéristique du marché : la volatilité du spot reste très élevée. La France a déjà enregistré en 2026 près de 800 heures de prix nuls ou négatifs, conséquence d’épisodes de production abondante face à une consommation insuffisante. Cette situation renforce l’intérêt des stratégies associant couverture à terme, exposition au spot et flexibilité des consommations.
- Garanties d’Origine : un marché européen à un tournant ? Après plusieurs années de croissance, le marché européen des Garanties d’Origine pourrait entrer dans une nouvelle phase. La production renouvelable et les émissions de GO continuent de progresser, tandis que la croissance de la demande semble ralentir. Le marché était encore globalement équilibré en 2025, avec environ 906 TWh de GO émises pour 894 TWh annulées. Mais si l’offre poursuit sa progression plus rapidement que la demande, cet équilibre pourrait évoluer. Un enjeu à suivre dans les prochains mois : la capacité de la demande volontaire des entreprises à absorber l’augmentation structurelle de la production renouvelable européenne, avec à la clé un possible impact sur la valorisation des GO.
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En bref – transition et sécurité énergétique
- Nucléaire : un point de vigilance à l’approche de l’hiver. La disponibilité du parc nucléaire français s’est dégradée en septembre, alors que la production hydraulique et renouvelable a également été relativement faible. Conséquence : la France a davantage sollicité ses centrales à gaz et réduit ses exportations d’électricité. Le prix spot français a ainsi atteint en moyenne 143 €/MWh en septembre, un niveau particulièrement élevé pour la période. A l’approche de l’hiver, la remontée de la disponibilité nucléaire constituera donc un indicateur majeur à surveiller. Si elle devait rester inférieure aux anticipations, la France serait davantage exposée aux importations et aux centrales à gaz au moment où la consommation augmente, renforçant ainsi la sensibilité des prix de l’électricité aux tensions déjà présentes sur le marché européen du gaz.
- Des prix nuls ou négatifs : la France a déjà enregistré environ 800 heures durant lesquelles les prix de gros de l’électricité ont été négatifs ou nuls en 2026. Le développement rapide du solaire et la bonne disponibilité de la production nucléaire accentuent les épisodes de surproduction. Une illustration supplémentaire de la transformation rapide du marché électrique et de la valeur croissante de la flexibilité.
- L’Europe accélère les investissements dans les réseaux électriques : La Banque européenne d’investissement et BNP Paribas ont annoncé un dispositif de garanties de 700 M€ destiné aux fabricants européens d’équipements pour les réseaux électriques. Il pourrait soutenir jusqu’à 2,8 Mds€ d’investissements, alors que le renforcement des réseaux devient l’un des enjeux majeurs de l’électrification et du développement des renouvelables.
En bref – Le point marchés
- Notre recommandation : rester sélectif selon les échéances. La remontée des prix et les incertitudes sur le gaz comme sur la disponibilité nucléaire invitent à la prudence sur les échéances proches. Pour autant, 2028 et 2029 restent sensiblement moins chères que 2027 et peuvent encore offrir des opportunités de sécurisation. Dans ce marché très différencié, l’enjeu est moins de tout fixer que de choisir les bonnes échéances et les bons moments pour intervenir.
Les marchés de gros :
- Retrouvez un suivi quotidien des prix de gros de l’électricité et du gaz sur notre site internet : EEX Settlement Price Futures – WattValue – Achats groupés d’énergie et énergie renouvelable pour les professionnels
Suivi des prix de marché de gros de l’électricité : Baseload (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 24/09/2026 | 01/10/2026 | var € | |
| 2027 | 87,75 | 92,39 | +4,64 |
| 2028 | 57,70 | 59,18 | +1,48 |
| 2029 | 54,84 | 54,68 | -0,16 |
Suivi des prix de marché de gros du gaz : Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 24/09/2026 | 01/10/2026 | var € | |
| 2027 | 57,41 | 57,45 | +0,04 |
| 2028 | 37,08 | 37,47 | +0,39 |
| 2029 | 29,13 | 29,80 | +0,67 |