Prix de l’électricité et du gaz | L’Hebdo de l’Énergie by Capitole Énergie

Chaque semaine, retrouvez notre analyse sur l’évolution des marchés de gros de l’électricité, du gaz naturel et de l’énergie verte. Une lecture de 8 à 10 minutes pour comprendre ce qui se passe sur les marchés et, surtout, ce que cela signifie pour votre contrat d’énergie.

Analyse de la semaine — clôture au 11 septembre 2026.

Prix de l’électricité | Cours de l’électricité en France

Le CAL-27 aux portes des 90 €/MWh

La hausse entamée fin août s’est transformée en accélération franche. Le CAL-27 a touché 87,84 €/MWh mercredi, son plus haut niveau en base glissante depuis le 23 mai 2024, pour clôturer à 87,36 €/MWh. Jeudi, il est monté jusqu’à 90,88 €/MWh, un sommet inédit depuis décembre 2023, avant de se stabiliser vendredi à 89,95 €/MWh, en repli de 0,27 €/MWh sur le règlement précédent. Le contrat gagne près de 20 €/MWh depuis fin août et plus de 10 €/MWh sur la seule semaine écoulée. L’Allemagne suit le même chemin, son contrat annuel ayant atteint jeudi un plus haut de trois ans.

Le moteur reste le gaz : le TTF Month-Ahead a franchi les 80 €/MWh mercredi, une première depuis début 2023, puis culminé à 83,06 €/MWh jeudi. S’y ajoute une disponibilité nucléaire dégradée, avec une production moyenne de 37,1 GW depuis le 1er septembre, soit 58,9 % du parc, sous l’effet des coupes liées à la chaleur et de l’arrêt prolongé des deux tranches de Chooz. Le spot reflète cette double contrainte : le day-ahead français ressort à 151,26 €/MWh de moyenne hebdomadaire, un niveau jamais vu depuis début mars 2023, contre 112,32 €/MWh en moyenne depuis le début du T3.

Électricité : un nucléaire trop contraint pour amortir le gaz

La semaine confirme un basculement : la courbe française réagit moins à ses propres fondamentaux qu’à ceux du gaz européen, avec un parc nucléaire trop contraint pour jouer son rôle d’amortisseur.

Une contagion directe du gaz vers le CAL-27

Le franchissement des 80 €/MWh sur le TTF s’est répercuté presque immédiatement sur l’annuel français. Le mécanisme est mécanique : dès que le nucléaire ne couvre plus la pointe, c’est le gaz qui fixe le prix marginal, et la France importe alors la totalité de la prime de risque géopolitique attachée au détroit d’Ormuz. Le même mouvement s’observe sur le contrat allemand, au plus haut depuis trois ans.

Un nucléaire qui ne joue plus son rôle de plancher

Avec 37,1 GW de production moyenne depuis le début du mois, soit 58,9 % de la capacité installée, le parc couvre encore près de 85 % de la demande française, mais sans marge. Les coupes liées aux températures ont atteint 7,6 % du parc en début de semaine, et l’arrêt de Chooz 1 et 2 pour faibles débits de la Meuse prive le système de 3 GW supplémentaires. C’est cette absence de coussin qui transforme chaque tension gazière en hausse du prix français.

Un écart spot-forward qui en dit long

Le décalage entre les deux horizons est frappant : 151,26 €/MWh de moyenne hebdomadaire sur le day-ahead, contre 89,95 €/MWh sur l’annuel 2027. La courbe traite donc encore l’essentiel de la tension actuelle comme un phénomène de saison, appelé à se résorber avec le retour du parc nucléaire. Mais l’annuel a tout de même gagné près de 20 €/MWh depuis fin août, signe que le marché commence à transférer une partie de ce choc vers les échéances éloignées. C’est le rythme de ce transfert qu’il faudra surveiller dans les prochaines semaines.

Faits marquants électricité – semaine du 7 au 11 septembre 2026

Italie : l’électricité au plus haut depuis près de quatre ans

Le prix spot de l’électricité en Italie a atteint 224,46 EUR/MWh lundi, un plus haut depuis décembre 2022, sous l’effet de la flambée des prix du gaz. Le pays reste très dépendant du gaz pour fixer ses prix électriques, dans un contexte où le TTF se rapproche de ses sommets pluriannuels, pénalisé par les tensions au Moyen-Orient..

Royaume-Uni : l’Ofgem enquête sur les craintes de coupures de courant

Le régulateur britannique de l’énergie (Ofgem) examine « extrêmement au sérieux » les allégations d’un ingénieur de Neso, selon lequel des coupures seraient « une question de temps » si rien ne change, après le dépassement de cinq seuils de sécurité du réseau lors de la vague de chaleur du 23 juin.

Espagne : le réseau électrique sous tension face à l’indisponibilité record du gaz

L’indisponibilité des centrales à gaz espagnoles atteint 29 % (7 GW) depuis le début de l’année, poussant Red Electrica à activer pour la sixième fois un mécanisme de réduction de la demande industrielle. Un risque immédiat de coupures reste écarté, mais la probabilité de déconnexions lors des pics de demande augmente, sur fond de vieillissement du parc et de transition vers les renouvelables.

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Prix du gaz | Cours du gaz en France

Le TTF franchit un seuil oublié depuis 2023

Le marché gazier européen a franchi cette semaine un cap symbolique. Le TTF Month-Ahead est passé au-dessus des 80 €/MWh mercredi après-midi, une première depuis premiers jours de 2023, avant de culminer jeudi à 83,06 €/MWh, son plus haut niveau depuis le 30 décembre 2022. Le mouvement s’est légèrement essoufflé vendredi, avec un repli de 1,92 €/MWh à 80,10 €/MWh, mais rien dans les fondamentaux ne justifie d’y voir un retournement.

Le déficit de stocks reste le point de fragilité central. Le remplissage européen plafonne à 67,6 %, le niveau le plus bas à cette période depuis le début des relevés en 2011, contre une moyenne quinquennale de 83,3 % et près de 80 % un an plus tôt. L’Allemagne fait pire encore, à 54,5 %, soit 28 points sous sa propre moyenne. Le détroit d’Ormuz, par lequel transitait un cinquième du GNL mondial, demeure fermé depuis fin février, et les frappes croisées entre les États-Unis et l’Iran se sont intensifiées cette semaine. Côté offre, la Norvège livre 291,9 Mm³/jour, mais l’arrêt du champ d’Ormen Lange a été prolongé de quatre mois, jusqu’au 1er février, amputant les flux de 8,9 Mm³/jour.

Le déficit de stocks transforme chaque coup de froid en risque prix

Le marché aborde l’hiver sans marge de manœuvre. La question n’est plus celle du niveau des prix, mais de l’ampleur des pics que le moindre aléa provoquera.

Un retard de stocks qui ne se rattrapera pas

L’objectif européen de 80 % au 1er novembre apparaît désormais hors de portée, les projections tablant plutôt sur un remplissage autour de 70 %. En Allemagne, atteindre les 77 % jugés nécessaires supposerait d’injecter en deux mois davantage de gaz que sur les trois mois précédents réunis. Le blocage est autant économique que physique : la courbe à terme n’offre aucune incitation au stockage, les échéances éloignées ne se payant pas plus cher que le court terme.

Une sensibilité au froid démultipliée

Les premières vagues de froid pourraient provoquer des flambées plus violentes que les années précédentes, faute de sources de substitution suffisantes. Novembre et décembre apparaissent exposés, janvier et février restant les mois les plus à risque. La moindre capacité de substitution du gaz par le charbon en Europe amplifie mécaniquement la volatilité.

Deux scénarios très écartés

La perspective d’un accord de paix entre les États-Unis et l’Iran s’est éloignée après l’escalade de la semaine, ce qui limite le potentiel de baisse. À l’inverse, une réouverture d’Ormuz combinée à un hiver doux ramènerait rapidement les prix vers des niveaux bien plus bas. C’est cet écart entre deux issues opposées, plus que le niveau actuel, qui entretient la prime de volatilité.

Faits marquants gaz – semaine du 7 au 11 septembre 2026

Allemagne : les stocks de gaz au plus bas, un lobby presse au remplissage

Le lobby énergétique allemand Ines appelle à accélérer le remplissage des stocks de gaz, actuellement à 54,5 % (soit 28 points sous la moyenne quinquennale et un plus bas historique), pour espérer atteindre 77 % au 1er novembre. Sans accélération des injections dans les deux prochains mois, cet objectif pourrait devenir hors de portée, avec un risque de rupture partielle en cas d’hiver rigoureux.

Washington veut renforcer les contrats long terme de GNL avec l’UE

Un haut responsable de la Maison Blanche appelle l’Europe à privilégier des contrats long terme de GNL américain plutôt que les achats spot, alors que les prix US restent bas (2,50-3 USD/MMbtu) malgré la flambée du TTF (jusqu’à 75,33 EUR/MWh). Washington souligne que le frein à l’approvisionnement européen n’est pas la capacité d’exportation mais les infrastructures à l’est du continent, encore conçues autour du gaz russe.

France : les industries fragilisées par la flambée des prix du gaz

La demande de gaz industriel recule dans plusieurs secteurs français (papier-carton -19 %, automobile -10 %, verre -7 %), pénalisés par la hausse des prix liée à la guerre États-Unis/Iran et à la fermeture du détroit d’Ormuz. Le raffinage et la chimie résistent en revanche, portés par la fin de programmes de maintenance et des relocalisations de production, dans un contexte de déclin structurel de la consommation industrielle depuis plusieurs années.

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Actualité énergie verte & transition

Renouvelables : L’expansion se poursuit, entre opportunités et résistances

La Suède va délivrer des garanties d’origine pour le gaz

Danemark : le projet éolien offshore de 1,8 GW maintenu malgré un recours juridique

L’Agence danoise de l’énergie confirme la poursuite du projet de 1,8 GW confié à Vattenfall (parcs Nordsoen Midt et Hesselo), malgré la plainte déposée par un producteur éolien terrestre devant la Cour de justice de l’UE contestant les subventions publiques (2,8 milliards EUR). Une décision défavorable créerait une incertitude majeure pour ce projet ainsi que pour le futur appel d’offres du parc Nordsoen Syd, prévu en 2028.

Garanties d’origine : des prix bas malgré une sécheresse comparable à 2022

Les prix des garanties d’origine (GO) européennes restent proches d’un dixième de leur record de 2022, malgré des pressions similaires (sécheresse, faible hydraulique, incertitude géopolitique). Le marché est jugé plus équilibré qu’il y a quatre ans, porté par une production éolienne et solaire accrue et une demande plus faible, avec un surplus structurel estimé à 250 TWh

Espagne : en tête de la transition énergétique européenne avec 165 GW en projet

Selon une étude de Global Energy Monitor, l’Espagne domine le développement des renouvelables en Europe avec 165,3 GW de capacité potentielle éolienne et solaire (1ère pour le solaire avec 108,8 GW, 3e pour l’éolien avec 56,5 GW), devant le Royaume-Uni, la Grèce et la Suède. Le pays pourrait ainsi dépasser ses objectifs 2030, mais leur concrétisation dépendra de la levée des obstacles liés au réseau, aux investissements et aux autorisations.

Kosovo : mise en service d’un parc éolien turc de 73 MW

Un consortium turc (Calik Enerji, Limak) a mis en service le parc éolien de Zatriq (73 MW, 106 millions EUR), qui portera la capacité renouvelable du Kosovo à 356 MW (+26 %) et devrait générer 27 millions EUR d’économies annuelles sur les achats d’électricité. Le pays reste très dépendant du charbon (plus de 90 % de la production), dont les centrales vieillissantes ont subi plusieurs pannes cette année.

France : un lobby plaide pour accélérer les renouvelables malgré l’excédent actuel

France Renouvelables appelle à accélérer le développement des capacités vertes (80 GW solaire, 15 GW éolien offshore d’ici 2035), en misant sur la hausse attendue de la demande liée à l’électrification, alors que la CRE alerte sur une croissance au-delà de 50 % jugée risquée sans hausse correspondante de la consommation.