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 25 septembre 2026.

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

Nucléaire, hydro : la France cumule les tensions

La semaine a été marquée par une nouvelle progression du CAL-27, porté par un enchaînement de contraintes sur l’offre. Les prix de l’électricité au lendemain en France se dirigent vers un nouveau sommet en 3,5 ans en septembre, avec une moyenne mensuelle attendue autour de 142,50 €/MWh, au-dessus du précédent record d’août (122,80 €/MWh). Cette tension s’explique par la conjonction de trois facteurs : des réductions de production nucléaire liées à la chaleur et aux contraintes environnementales sur les fleuves, des prix du gaz toujours élevés en Europe, et des conditions hydroélectriques dégradées après un été marqué par la deuxième plus faible production hydraulique française depuis 50 ans.

Le parc nucléaire, qui couvre encore près de 84 % de la demande intérieure depuis le début de l’année, voit sa disponibilité fragilisée : elle devrait tomber à un plus bas mensuel de 36,2 GW ce week-end, contre 39,4 GW actuellement, avec l’arrêt programmé de l’EPR de Flamanville (1,6 GW) pour sa première visite complète (VC1), d’une durée d’environ un an jusqu’en septembre 2027. Une remontée au-dessus de 40 GW est toutefois attendue dès la fin de semaine prochaine avec la remise en service d’autres réacteurs.

Électricité : Entre nucléaire convalescent et hydro en berne

La semaine écoulée a confirmé la fragilité de l’offre électrique française, prise en étau entre plusieurs contraintes simultanées : un parc nucléaire encore diminué au sortir de l’été, une production hydraulique toujours aussi faible, et des prix du gaz européens qui restent sous tension. C’est cette accumulation de facteurs qui alimente la remontée du CAL-27 et maintient le marché sous pression.

Évolution des prix sur la semaine

Le CAL-27 a progressé tout au long de la semaine, de 83,42 €/MWh lundi à 87,75 €/MWh jeudi, un nouveau sommet récent, avant de se stabiliser vendredi à 87,30 €/MWh. Le CAL-28 a oscillé entre 56 et 58 €/MWh sans tendance nette, tandis que les CAL-29 et CAL-30 sont restés stables, autour de 54-58 €/MWh.

Nucléaire : le retour de contrainte après un été difficile

La disponibilité nucléaire française reste inférieure à celle de l’an dernier (39,4 GW contre 46,2 GW en septembre 2025), pénalisée par les restrictions environnementales sur les rivières de refroidissement. L’arrêt de l’EPR de Flamanville pour sa première grande visite décennale accentue temporairement cette baisse, malgré une performance remarquée depuis sa mise en service fin 2024. Le calendrier de remise en service est toutefois jugé très ambitieux, les visites complètes classiques n’ayant jamais été bouclées en moins de deux ans et demi.

Hydroélectricité : un déficit qui pèse sur les prix

Après une série de vagues de chaleur record, la production hydroélectrique française reste très basse. La France demeure malgré tout exportatrice nette grâce au couplage des marchés européens. Il faudrait des précipitations abondantes pour détendre les prix français, la production hydraulique étant désormais aussi coûteuse que celle des centrales à gaz à cycle combiné. Un retour à la normale est toutefois attendu sur les deux prochaines semaines.

Faits marquants électricité – semaine du 21 au 25 septembre 2026

France : la CRE exige de RTE des données d’équilibrage plus fiables

La CRE demande à RTE de faire de la qualité des données d’équilibrage une priorité d’ici 2029. Les responsables d’équilibre dénoncent des corrections rétroactives répétées, sources de pertes financières, liées notamment à l’activation de moyens d’urgence hors marché lors des étés 2024 et 2025. L’enjeu grandit avec une réforme européenne qui réduira de 30 minutes la fenêtre d’équilibrage du réseau.

Allemagne : l’éolien fait chuter le prix spot de 28 %

Le prix base allemand pour mercredi recule à 131 €/MWh sur EEX, contre 180,68 €/MWh la veille, porté par une production éolienne qui passerait de 6,1 GW à 26,9 GW. Malgré le repli du solaire, la charge résiduelle tomberait à 17,3 GW, soit 10,6 GW sous la normale. L’Allemagne passerait ainsi d’importations nettes de 6 GW à des exportations nettes de 6,7 GW, tandis qu’en France la demande reste 1,8 GW sous les normales grâce à des températures plus douces.

Slovaquie : le réacteur Mochovce 4 injecte ses premiers MWh sur le réseau

Slovenske Elektrarne a raccordé le lundi 21 septembre après-midi son nouveau réacteur de 471 MW, Mochovce 4, qui a commencé à produire de l’électricité. Le premier producteur du pays prévoit une montée en charge progressive, sans avancer de date pour l’atteinte de la pleine puissance. L’unité rejoint un parc de six réacteurs qui représente plus de 60 % de la capacité de production électrique slovaque.

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Prix du gaz | Cours du gaz en France

Un marché du gaz sans direction claire, suspendu à Ormuz

Le marché du gaz a connu une semaine sans tendance nette, les prix évoluant en dents de scie avant de refluer en fin de semaine sur l’ensemble des échéances, dans un contexte européen marqué par l’incertitude géopolitique et des signaux fondamentaux contrastés.

Ce mouvement intervient dans un contexte de marché européen sans direction claire, où les prix ont d’abord été soutenus par des craintes sur les stocks avant de refluer nettement vendredi, portés par l’espoir d’un accord de paix au Moyen-Orient et des prévisions météorologiques plus clémentes pour octobre. Le remplissage des stocks européens reste néanmoins à un plus bas historique pour cette période de l’année (70,4 %), très en retrait par rapport aux 82 % de l’an dernier, tandis que l’incertitude persistante autour de la réouverture du détroit d’Ormuz continue de peser sur la direction du marché. Cette voie navigable, par laquelle transitait environ 20 % du GNL mondial avant le conflit, reste pour l’instant fermée, entretenant une prime de risque durable sur les prix..

Gaz : Entre craintes sur les stocks et un soulagement géopolitique à surveiller

La semaine a été marquée par l’absence de tendance nette sur le gaz européen, tiraillé entre des craintes persistantes sur les stocks et un net soulagement en fin de semaine porté par les espoirs de paix au Moyen-Orient.

Évolution des prix sur la semaine

Le CAL-27 gaz a évolué en dents de scie, de 55,98 €/MWh lundi à 57,41 €/MWh jeudi, avant de retomber à 55,95 €/MWh vendredi, en net repli par rapport aux 58,65 €/MWh de la semaine précédente. Le TTF spot a suivi la même dynamique baissière, chutant de 5 % vendredi à 71,53 €/MWh, contre 79,52 €/MWh une semaine plus tôt.

Stocks : un remplissage historiquement bas

Les réserves de gaz européennes s’établissent à seulement 70,4 %, leur niveau le plus faible à cette période depuis le début des relevés, et bien en dessous des 82 % enregistrés l’an dernier. Plusieurs pays, dont l’Allemagne, les Pays-Bas, la Slovaquie et la Lettonie, accusent un retard marqué. Engie estime toutefois ce niveau suffisant pour aborder l’hiver, à condition d’éviter une course précipitée au remplissage, qui pourrait au contraire faire flamber les prix.

Ormuz et météo : deux facteurs baissiers

La chute des prix vendredi s’explique par l’espoir d’un accord de paix au Moyen-Orient permettant une réouverture du détroit d’Ormuz, par lequel transitait environ 20 % du GNL mondial avant le conflit. Des prévisions météorologiques plus clémentes pour octobre viennent renforcer ce mouvement, limitant la demande de chauffage. Le risque reste néanmoins que la voie navigable demeure fermée durablement, ce qui priverait l’Europe d’un approvisionnement clé pour l’hiver.

Faits marquants gaz – semaine du 21 au 25 septembre 2026

Allemagne : THE renforce ses options gazières pour l’hiver

L’opérateur de marché allemand THE a lancé le lundi 21 septembre un appel d’offres portant sur 24 TWh d’options à long terme, contre 21 TWh l’an dernier, soit une hausse de 14 %. Les lauréats devront tenir à disposition 14 350 MWh/h de janvier à mars, mobilisables jusqu’à 14 jours par mois, soit environ 4,8 TWh, l’équivalent d’une froide journée d’hiver en Allemagne. Un appel d’offres spécial complète le dispositif, et Uniper et Sefe devraient stocker 5 TWh supplémentaires.

Europe : les traders appellent Bruxelles à ne pas reproduire les erreurs de 2022

Energy Traders Europe a exhorté le mardi 22 septembre la Commission européenne à tirer les enseignements du choc énergétique de 2022, alors qu’elle s’apprête à réviser cette année ses règles de sécurité énergétique. Le lobby juge que les mesures d’urgence adoptées après l’invasion de l’Ukraine ont été mal conçues, coûteuses et peu efficaces.

Italie : la demande de gaz bondit de 15 % en août sous l’effet de la chaleur

La consommation italienne de gaz a atteint 3,7 milliards de m³ en août, en hausse de 15 % sur un an, portée par la climatisation et une production hydroélectrique en retrait. Le gaz destiné à la production d’électricité a progressé de 36 % à environ 2,4 milliards de m³, les centrales couvrant 43 % de la demande électrique. Lors des journées chaudes, leur production est passée de 14 GW à 25 GW en quelques heures, le temps de relayer le solaire en fin de journée. Les stockages italiens sont remplis à 86 %, bien au-dessus de la moyenne européenne de 69,9 %, freinée par les retards allemands et néerlandais. Les importations ont progressé de 4 %, tirées par un bond de 29 % du GNL.

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Actualité énergie verte & transition

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

Allemagne : Skyborn et InCommodities signent un PPA pour le parc éolien offshore de Nordergrunde

Skyborn et le danois InCommodities ont conclu un contrat d’achat d’électricité pour le parc éolien offshore de Nordergrunde (111 MW, mer du Nord allemande), portant sur l’électricité et les garanties d’origine produites, avec des services d’équilibrage inclus. Cette transaction marque l’entrée d’InCommodities dans l’éolien offshore, au-delà de son activité historique terrestre et solaire.

Pologne : Greenvolt lance un projet de batterie de 0,6 GW

Le portugais Greenvolt a lancé la construction d’un système de stockage de 0,6 GW/2,4 GWh à Siedlce, qui deviendra la plus grande installation de batteries du pays d’ici fin 2027. L’entreprise prévoit 800 MW supplémentaires d’ici 2028, dans un marché polonais du stockage attendu entre 6 et 12 GW d’ici 2030, contre 600 MW actuellement.

Marché des garanties d’origine (GO) : les prix reculent de 5 %

Le contrat Cal 26 pour l’hydroélectricité nordique est retombé à 1,71 EUR/MWh (contre 1,80 EUR/MWh la semaine précédente), la barre des 2 EUR/MWh semblant constituer un plafond difficile à franchir pour le Cal 27 (1,91-1,92 EUR/MWh). Le marché reste en déport au-delà de 2027, malgré une dégradation attendue du bilan hydrologique nordique, certains opérateurs évoquant aussi un possible recul de la demande mondiale d’annulation de certificats.

Roumanie : objectif de 38 % de renouvelables d’ici 2030

La Roumanie vise 38 % d’énergies renouvelables dans sa consommation finale d’ici 2030 (contre 25 % en 2025), avec 7 GW d’éolien terrestre et 10 GW de solaire visés, ce dernier objectif pouvant être atteint bien avant grâce à plus de 8,5 GW déjà installés. Le pays mise aussi sur les centrales à gaz de Mintia (1,7 GW) et Iernut (430 MW), ainsi qu’environ 1 GW de stockage par batteries financé par des fonds européens.

Vortex polaire et dunkelflauten : les risques s’accumulent pour l’hiver électrique européen

Faible production éolienne et solaire, stocks de gaz historiquement bas pour la saison (70,1 % de capacité) et signes précoces d’un affaiblissement du vortex polaire menacent la stabilité des prix électriques au quatrième trimestre, selon des experts. Le marché des couvertures contre le risque éolien connaît un rattrapage précipité après deux hivers de faible production, dans un contexte où une vague de froid pourrait, comme en décembre 2024, faire flamber les prix horaires allemands (jusqu’à 936 EUR/MWh).