L’actualité à la une
La volatilité semble désormais s’installer durablement dans le paysage énergétique
La concentration de la prime de risque sur les échéances proches, combinée aux incertitudes météorologiques, géopolitiques et d’approvisionnement en GNL, devrait continuer à provoquer des mouvements de marché parfois rapides et importants. Dans ce contexte, l’enjeu n’est plus seulement d’anticiper une tendance de prix, mais de savoir profiter des fenêtres de marché lorsqu’elles se présentent, tout d’abord en différenciant les stratégies selon les échéances des contrats.
- Gaz : une détente fragile à l’approche de l’hiver. Après les fortes tensions observées ces dernières semaines, le marché du gaz européen a retrouvé un peu de détente. Le TTF a reculé sur la semaine, mais reste à des niveaux élevés, autour de 70–75 €/MWh. Le principal point de vigilance reste le niveau des stocks européens. Ils atteignent environ 70 % de leur capacité, soit près de 20 % en dessous de leur moyenne saisonnière des cinq dernières années. La situation est donc sensiblement moins confortable qu’à l’entrée des hivers précédents. La Commission européenne estime néanmoins que l’approvisionnement reste stable et qu’il n’existe pas de risque immédiat pour la sécurité d’approvisionnement.
- Electricité : le court terme reste sous pression. Les marchés européens de l’électricité restent à des niveaux élevés et très volatils, toujours fortement influencés par le prix du gaz et les conditions de production. En France, cette volatilité est particulièrement visible sur le marché spot : vendredi, les prix ont évolué entre 30 €/MWh en milieu de journée et 258 €/MWh en début de soirée, illustrant des écarts horaires désormais considérables selon la disponibilité des moyens de production et la production renouvelable. Sur les marchés à terme, le CAL 2027 français se maintient autour de 87–88 €/MWh, tandis que les échéances plus éloignées restent nettement plus basses : environ 58 €/MWh pour 2028 et 55 €/MWh pour 2029.
- Climat : le changement climatique devient un paramètre de plus en plus concret du système énergétique. Canicules, sécheresse et faibles débits des cours d’eau ont fortement marqué l’été 2026. Selon RTE, ces conditions ont eu plusieurs effets simultanés sur le système électrique français : hausse de la consommation liée à la climatisation, contraintes sur certaines centrales nucléaires et forte baisse de la production hydraulique. L’hydraulique a été particulièrement touché : 2026 constitue le deuxième été de plus faible production depuis 50 ans, après 2022, avec des stocks hydrauliques historiquement bas en fin de saison. Malgré ces contraintes, la production nucléaire est restée globalement robuste et la France largement exportatrice d’électricité durant l’été. Le sujet est d’autant plus pertinent que la sécheresse se poursuit en septembre : Météo-France indiquait le 22 septembre que les précipitations restaient exceptionnellement faibles depuis le début du mois, après un été déjà marqué par un déficit pluviométrique proche de 40 %.
Retrouvez notre analyse complète, les chiffres clés et nos perspectives à long terme dans notre dernier article de blog : [Lire l’article complet].
En bref – transition et sécurité énergétique
- Nucléaire – Flamanville 3 s’arrête pour près d’un an. A peine entré pleinement en exploitation, l’EPR de Flamanville débute sa première grande visite de maintenance. L’arrêt, programmé pour environ 350 jours, comprendra notamment le remplacement du couvercle de la cuve. Une capacité de 1 600 MW qui sera donc absente du système électrique français pendant une grande partie de 2027.
- Marché électrique – L’équilibrage se rapproche du temps réel. La CRE prépare une évolution importante du fonctionnement du marché français : la fenêtre d’intervention de RTE sera à terme ramenée de 60 à 30 minutes avant le temps réel. Une évolution qui renforce encore l’importance de la prévision des consommations et de la flexibilité dans un système électrique de plus en plus volatil.
- Solaire – Près de 20 % de capacités supplémentaires en un an. Le parc photovoltaïque français poursuit son développement rapide : sa puissance installée a augmenté de 5,4 GW entre juillet 2025 et juillet 2026, soit près de 20 % en un an. Cet été, le solaire a ainsi produit 14,8 TWh d’électricité, contre 12,5 TWh un an auparavant.
En bref – Le point marchés
- Notre lecture du marché : des opportunités à saisir sur les échéances longues. La configuration actuelle présente un contraste intéressant : des prix très tendus à court terme, mais une courbe qui reste nettement plus basse sur les années suivantes. Pour les entreprises dont les contrats arrivent à échéance en 2028 ou 2029, attendre systématiquement l’approche de l’échéance n’est donc pas nécessairement la meilleure stratégie. Les niveaux actuels méritent au minimum d’être suivis et comparés aux objectifs budgétaires afin de pouvoir profiter d’éventuelles fenêtres de marché.
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 | ||
| 17/09/2026 | 24/09/2026 | var € | |
| 2027 | 84,16 | 87,75 | +3,59 |
| 2028 | 58,13 | 57,70 | -0,43 |
| 2029 | 55,63 | 54,84 | -0,79 |
Suivi des prix de marché de gros du gaz : Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 17/09/2026 | 24/09/2026 | var € | |
| 2027 | 56,63 | 57,41 | +0,78 |
| 2028 | 35,87 | 37,08 | +1,21 |
| 2029 | 28,54 | 29,13 | +0,59 |