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 6 novembre 2026.

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

Électricité : Le marché reprend son souffle

Les prix à terme français effacent une bonne partie de leur envolée. Le CAL-27 termine la semaine à 113,29 €/MWh vendredi, soit près de 15 €/MWh de moins en une semaine par rapport aux 128,16 du vendredi précédent. Le repli a été quasi continu : 119,62 lundi, 115,98 mardi, puis un plus bas à 112,99 mercredi. Un rebond jeudi à 116,02 a vite été effacé vendredi. Le mouvement se retrouve plus loin sur la courbe : le CAL-28 passe de 70,94 à 64,27 €/MWh et le CAL-29 de 62,97 à 59,04 €/MWh. Les échéances lointaines restent donc nettement plus stables que 2027, ce qui confirme que la prime se concentrait surtout sur l’année la plus proche.

Cette baisse ressemble davantage à une correction après une hausse rapide qu’à un changement de tendance. Les fondamentaux n’ont pas fondamentalement changé : les tensions sur le gaz, les incertitudes géopolitiques au Moyen-Orient et des stocks qui restent bas continuent de soutenir les prix. Le marché semble avoir pris des bénéfices après avoir atteint des niveaux élevés, sans pour autant que les facteurs de risque aient disparu. Il faudra regarder si les prix se stabilisent autour de ces niveaux dans les prochains jours.

Électricité : Correction sur les prix, tension sur les fondamentaux

Les prix à terme ont reculé toute la semaine après leur envolée, sans que les moteurs de fond ne disparaissent. Ormuz reste le principal point de vigilance.

France : un repli quasi continu après le record

Le CAL-27 termine à 113,29 €/MWh, près de 15 €/MWh de moins en une semaine. Après un plus bas à 112,99 mercredi, le rebond de jeudi a été effacé vendredi. Le CAL-28 suit à 64,27 €/MWh, mais l’écart avec 2027 pourrait se réduire.

Été 2027 : un marché qui « parie sur un été normal »

Le Q3 2027 cotait vendredi autour de 92 €/MWh, contre 120 €/MWh de spot moyen au Q3 2026. Ce pari reste fragile : les stocks de gaz européens entrent dans l’hiver à leur plus bas depuis 2011, et le remplissage devra se faire sans GNL russe dès janvier.

Hydraulique : des réserves au plus bas depuis dix ans

Le déficit du bilan hydrologique atteint 8,48 TWh par rapport à la normale. Le Q3 progresse déjà plus vite que le Q2 pour intégrer ce risque, dont l’effet dépendra de la météo de l’hiver et du printemps.

Nucléaire : pertes record cet été, arrêts prolongés

Les vagues de chaleur ont fait perdre 14,7 TWh de production, plus du double du record de 2003. Un El Niño intense et une maintenance chargée dès le deuxième trimestre laissent craindre de nouvelles réductions l’été prochain. À court terme, EDF a repoussé au 16 novembre le redémarrage de Cattenom 1 (1,3 GW), à l’arrêt après un défaut sur une ligne électrique. Golfech 2 (1,3 GW), arrêté samedi, devait redémarrer lundi à 18h.

Faits marquants électricité – semaine du 2 au 6 novembre 2026

Belgique : pas de nationalisation forcée du nucléaire

Engie écarte toute nationalisation forcée de son parc nucléaire belge, malgré des négociations bloquées sur le coût du démantèlement (provisions stables à ~8,6 Md€). La décision sur le rachat des sept réacteurs est reportée au 12 décembre.

SMR : une mise en service en Europe entre 2030 et 2035

Selon Emmanuel Brutin, directeur général du lobby NuclearEurope, les premiers petits réacteurs modulaires (PRM) européens ne devraient pas entrer en service avant 2030, et plus probablement entre 2030 et 2035. Le groupe travaille avec la Commission européenne pour disposer d’une première unité opérationnelle sur le continent d’ici le début des années 2030. Plusieurs pays, dont la Pologne, la Suède et la Roumanie, étudient sérieusement le sujet et se disputent la place de pionnier, le calendrier dépendant aussi de qui prendra le premier risque. Les géants technologiques Google et Amazon prennent par ailleurs des « mesures concrètes », parfois en tant que développeurs de projets. Cette dynamique s’inscrit dans la stratégie SMR adoptée par l’UE en mars pour accélérer le développement et le déploiement de ces unités.

Espagne : panne temporaire du réacteur Almaraz 1

Le réacteur Almaraz 1 d’Iberdrola (1 GW) s’est arrêté jeudi matin pour une indisponibilité imprévue, qui devait durer jusqu’à samedi 00h00 CET selon les données Remit. Cette panne a coïncidé avec l’arrêt pour rechargement du réacteur d’Asco (992 MW), attendu jusqu’au 3 décembre.

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Prix du gaz | Cours du gaz en France

Gaz : Le Gaz corrige après son envolée

Semaine nettement baissière sur le gaz. Le CAL-27 termine vendredi à 68,18 €/MWh, soit 12,5 €/MWh de moins que la semaine précédente, et repasse sous la barre des 70. Il a touché un plus bas mercredi à 67,68, puis rebondi jeudi à 70,07, un rebond effacé dès vendredi. La baisse se diffuse à toute la courbe, de moins en moins fort à mesure que l’échéance s’éloigne : -7,4 €/MWh sur le CAL-28 à 42,13, -4,7 sur le CAL-29 à 30,48, et environ -1 sur le CAL-31 qui reste à 24,77.

Ce repli ressemble davantage à une correction après une hausse rapide qu’à un changement de tendance. Le marché a pesé le recul de la demande asiatique : le JKM du mois suivant perd 0,74 USD/MMbtu sur la semaine, à 31,62 USD/MMbtu mercredi, avec des importations asiatiques attendues en baisse de 15 % et une Chine en retrait d’un quart. L’AIE note que les prix élevés freinent la consommation mondiale de gaz. Mais les moteurs haussiers n’ont pas disparu : le marché attend la prochaine décision de Washington sur l’Iran après la victoire des démocrates aux élections de mi-mandat, sans changement de politique attendu, et les stocks européens entrent dans l’hiver à leur plus bas depuis 2011. Le risque autour d’Ormuz reste donc entier.

Gaz : Un repli net, des risques intacts

Le gaz a nettement reculé la semaine dernière, sans que le marché ne change de cap. Après une hausse rapide, les prix ont corrigé, mais les incertitudes autour de l’Iran restent la principale source de risque.

Le CAL-27 repasse sous les 70 €/MWh

Le CAL-27 termine vendredi à 68,18 €/MWh, soit 12,5 €/MWh de moins qu’une semaine plus tôt. Il a touché son point bas mercredi à 67,68 avant de remonter jeudi à 70,07, un rebond qui n’a pas tenu vendredi. Le repli touche toute la courbe, avec un effet qui s’estompe sur les échéances lointaines : -7,4 €/MWh sur le CAL-28, -4,7 sur le CAL-29 et environ -1 sur le CAL-31.

Moyen-Orient : un marché dans l’attente

Après les élections de mi-mandat américaines, les opérateurs attendent de voir quelle direction prendra Washington face à l’Iran : accord ou reprise des frappes. Aucun virage net de la politique américaine n’est anticipé, et le scénario d’un simple repli passager n’est pas écarté. Tant que la situation autour d’Ormuz reste floue, la prime de risque ne disparaît pas.

Asie : une demande chinoise en retrait

Le JKM du mois suivant cède 0,74 USD/MMbtu sur la semaine, à 31,62 USD/MMbtu mercredi. Les importations asiatiques devraient baisser de 15 %, la Chine reculant d’environ un quart. Les prix élevés pèsent sur la consommation, entre bascule vers le charbon et activité industrielle ralentie.

Stocks et météo : peu de marge avant l’hiver

Les stocks européens sont remplis à 74 %, environ 11 points de moins qu’à la même période l’an dernier. Des températures supérieures aux normales, jusqu’à 3 °C d’écart d’ici la fin novembre, allègent un peu la demande de chauffage. Ce facteur reste toutefois secondaire face à la géopolitique.

Faits marquants gaz – semaine du 2 au 6 novembre 2026

Norvège : un incendie sur la plateforme gazière de Visund

Un incendie survenu mercredi sur la plateforme Visund d’Equinor, en mer du Nord, a provoqué une panne de courant générale et réduit les flux de gaz de 13,2 millions de mètres cubes par jour, pour une durée indéterminée. Aucun blessé n’est à déplorer, mais 76 des 128 travailleurs à bord ont été évacués. Equinor ne peut pas encore dire quand la production pourra redémarrer, et une enquête a été ouverte par les autorités norvégiennes.

 Finlande : la loi sur les centres de données devrait stimuler le gaz

Selon Riku Huttunen, directeur général de l’énergie au ministère de l’Économie, le gaz naturel serait l’option la plus simple pour les centres de données qui devront investir dans l’équilibrage de la puissance afin de sécuriser leur raccordement au réseau. Face à un boom de 5 GW d’investissements, le pays prévoit en effet de leur accorder une priorité d’accès plus faible sans capacité d’équilibrage à proximité. Le gaz traditionnel suffira, sans exigence de gaz propre, les volumes attendus restant faibles. Il reste nécessaire pour compenser la production variable éolienne et solaire.

Pologne : les capacités de stockage de gaz augmentent d’un quart

Orlen, le groupe énergétique public polonais, a achevé la modernisation de son site de stockage de Wierzchowice, dont la capacité passe de 1,3 à 2,1 milliards de m³, portant le total du pays à 4,1 milliards de m³. Les injections progressent d’un tiers (19,2 millions de m³/jour) et les prélèvements maximums de 66 % (24 millions de m³/jour). La Pologne vise 5 milliards de m³ d’ici 2040 et Orlen étudie la modernisation de ses sept sites de stockage souterrains.

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Actualité énergie verte & transition

Renouvelables : Entre nouveaux projets et incertitudes sur l’hiver à venir

États-Unis : TotalEnergies accélère dans les renouvelables

Le PDG de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, juge le marché américain des renouvelables « prometteur » malgré la fin progressive des crédits d’impôt. Alors que d’autres développeurs cherchent à sortir, craignant un effondrement du marché vers 2028-2030, le groupe rachète des projets en développement et renforce son activité éolienne, avec des dépenses légèrement supérieures aux prévisions.

France : une triple crise menace l’électrification

Les crises budgétaire, politique et sociale que traverse la France pourraient freiner sa transition énergétique et prolonger sa dépendance aux énergies fossiles importées. Avec des taux d’emprunt à leur plus haut depuis 2002 (plus de 5 %), le financement des grands projets (EPR2, éolien en mer, réseaux) devient plus coûteux, et chaque point de hausse renchérirait de 12 à 20 €/MWh l’électricité produite par les futurs EPR2.

Norvège : 428 M$ pour deux projets pilotes d’éolien flottant

L’agence publique Enova a accordé 3,94 Md NOK (environ 428 M$) à deux projets de test d’éolien en mer flottant, portés par Fortius Offshore Wind (2 Md NOK) et Fram Wind Solutions (1,94 Md NOK). Chacun prévoit d’installer deux turbines de 18,5 MW d’ici cinq ans, pour une production annuelle de 0,3 TWh, soit la consommation d’environ 15 000 foyers. L’objectif est de réduire le coût de cette technologie afin de faciliter son déploiement à grande échelle.

Pays nordiques : l’hydroélectricité menacée par la correspondance horaire des GO

Le passage à une correspondance horaire des garanties d’origine (GO), aujourd’hui valables à l’année, pourrait fragmenter le marché européen. Les producteurs hydrauliques nordiques perdraient l’accès automatique à des pays comme l’Italie ou l’Espagne : leurs exportations reculeraient et leurs prix baisseraient sur le marché intérieur, tandis que les zones en tension (Allemagne, Irlande, Italie) verraient les primes augmenter. Le calendrier reste toutefois incertain, le marché n’étant pas prêt et les États membres peinant à s’accorder.

Allemagne : la commercialisation directe verte recule en novembre

La capacité des renouvelables participant au programme allemand de commercialisation directe devrait baisser de 0,8 % en novembre. Le solaire progresse légèrement, mais cette hausse est plus que compensée par le recul de l’éolien, terrestre comme en mer.