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 16 octobre 2026.

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

Le CAL-27 aux portes des 110 €/MWh

La hausse des prix à terme en France se poursuit : le CAL-27 gagne plus de 7 % en cinq jours pour clôturer à 109,61 €/MWh vendredi, aux portes des 110 €/MWh. Après avoir franchi les 100 € la semaine dernière, il est à son plus haut niveau depuis fin 2023. Le mouvement se propage aux échéances suivantes avec une intensité décroissante : environ +6 % sur le CAL-28, +3 % sur le CAL-29 et moins de 2 % sur les CAL-30 et 31. Le CAL-28 repasse même au-dessus du CAL-31.

Cette hausse s’explique avant tout par le gaz, tiré par les attaques de pétroliers, le détroit d’Ormuz quasi fermé et des stocks européens environ 10 points sous le niveau de l’an dernier. Le second facteur est la tension sur l’offre française. Seuls 53 % du parc nucléaire produisent, contre 60 % la semaine dernière, et l’indisponible monte à 41 % avec un réacteur de plus à l’arrêt complet. Le système reste donc souvent marginal au gaz. Le marché intègre ainsi une prime de risque sur 2027, avec plus de 40 €/MWh d’écart avec le CAL-28, contre 39 la semaine dernière.

Électricité : La hausse se poursuit portée par le gaz

Le CAL-27 a poursuivi sa hausse la semaine dernière pour terminer vendredi à 109,61 €/MWh, soit plus de 7 % en cinq jours, son plus haut niveau depuis fin 2023. Moteur principal : un gaz toujours plus tendu, avec des attaques de pétroliers au Moyen-Orient, un détroit d’Ormuz quasi fermé et des stocks européens bas.

France : le nucléaire recule, le gaz reste marginal

Le parc nucléaire s’est encore dégradé en une semaine. L’indisponible grimpe de 23,2 à 25,4 GW, soit 41 % du parc contre 37 %, et le nombre de réacteurs à l’arrêt complet passe de 19 à 20. Seuls 33 réacteurs tournent à plein sur 57. Résultat, la production recule à 34,2 GW (53 % du parc), et il ne reste que 3,4 GW utilisables en réserve. Dans ces conditions, le gaz continue de fixer le prix aux heures tendues, ce qui maintient la pression sur les prix à terme.

CAL-28 : la cassure a eu lieu

Le CAL-28 a cassé son plus haut de septembre (64,16 €/MWh) et termine vendredi à 67,06 €/MWh. Autre point notable : il est passé au-dessus du CAL-31 (64,78 €/MWh). La tension commence donc à contaminer 2028, mais reste concentrée sur les échéances proches : les CAL-29, 30 et 31 bougent beaucoup moins.

Allemagne : le CAL-27 à son plus haut depuis 2023

Le CAL-27 allemand a atteint 146,82 €/MWh vendredi, son plus haut depuis juillet 2023, avant de s’échanger autour de 146,63 €/MWh. Il est environ 37 €/MWh au-dessus du CAL-27 français. Le marché est décrit comme très haussier, avec des prix de l’électricité étroitement liés au gaz.

Faits marquants électricité – semaine du 12 au 16 octobre 2026

France : la liquidité du marché de gros devrait décoller

Selon Nord Pool, la fin de l’Arenh fait entrer le marché français dans une nouvelle ère : toute la production d’EDF, hors fourniture de ses clients, passe désormais par les marchés. Avec l’électrification et l’arrivée de nouveaux acteurs, les volumes à terme devraient croître d’environ 36 % d’ici 2029 (de 2 200 à plus de 3 000 TWh). La bourse norvégienne prévoit d’entrer sur les dérivés français en 2027, face à EEX qui domine aujourd’hui le marché.

France : les négociations sur le financement des EPR2 patinent

Paris et Bruxelles peinent à s’accorder sur le financement des six futurs EPR2 (~10 GW), la Commission craignant que les aides renforcent la position dominante d’EDF. Un compromis à l’étude lierait les interconnexions franco-espagnoles à l’ouverture de la production des EPR2 aux concurrents d’EDF, avec un possible mécanisme de type Arenh si la France n’atteint pas ses objectifs. La décision finale d’investissement, prévue d’ici décembre, pourrait être retardée sans que le projet ne soit remis en cause.

France : EDF maintient ses objectifs de production nucléaire

EDF a confirmé ses objectifs de 350 à 370 TWh pour 2026 et 2027, sur un parc de 63 GW. Après 271,9 TWh produits sur les neuf premiers mois, la production de septembre a toutefois été la plus basse pour ce mois depuis quatre ans, à cause des restrictions environnementales liées à l’été sec. Ces pertes devraient dépasser 14 TWh cette année, plus du double du précédent record de 2003, et la production est attendue bien en dessous des 380 TWh visés par les analystes avant l’été.

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Prix du gaz | Cours du gaz en France

Gaz : le Cal-27 passe la barre des 70 €/MWh

Le gaz a fortement progressé la semaine dernière. Le CAL-27 a pris près de 5,8 €/MWh en cinq jours pour terminer vendredi à 70,06 €/MWh, soit environ +9 %, avec une hausse à chaque séance. Le mouvement se diffuse à la courbe avec une intensité décroissante : le CAL-28 gagne 3,5 €/MWh, le CAL-29 un peu plus de 1 €, et les échéances suivantes très peu. Le marché paie donc avant tout la tension sur l’hiver qui vient, sans anticiper qu’elle dure.

Côté fondamentaux, les attaques de pétroliers ont relancé la prime géopolitique, avec un détroit d’Ormuz toujours quasi fermé et un GNL qatari qui ne reviendra pas avant 2027. Les stocks européens, remplis à 74 % environ, restent 10 points sous le niveau de l’an dernier. Les importations de GNL se maintiennent grâce à une demande asiatique faible, mais l’offre mondiale recule : l’Europe devra payer une prime pour attirer les cargaisons. Seule la météo douce limite pour l’instant la hausse.

Gaz : Un hiver gazier qui laisse peu de marge

Le CAL-27 PEG a fortement progressé la semaine dernière, de 64,27 à 70,06 €/MWh, soit environ +9 % en cinq jours. C’est un nouveau seuil franchi, porté par les tensions géopolitiques et des stocks bien en dessous du niveau de l’an dernier à l’approche de l’hiver.

TTF : un plus haut depuis 2022

Le TTF a atteint 87,44 €/MWh mercredi, son plus haut niveau depuis décembre 2022, et s’échangeait à 88,14 €/MWh vendredi. Seule la météo douce de fin octobre limite pour l’instant la hausse.

Ormuz : la prime de risque reste là

Les attaques contre trois pétroliers ont relancé les tensions, avec un détroit quasi fermé depuis fin février. Le GNL qatari ne devrait pas revenir avant 2027 et aucun règlement du conflit n’est attendu avant le premier trimestre au plus tôt.

GNL : l’Europe attire les cargaisons

Les importations restent soutenues, à environ 2,5 Gm3 par semaine, grâce à une demande asiatique faible et à des méthaniers américains déroutés vers l’Europe. Mais l’offre mondiale devrait reculer de 12 % cet hiver si Ormuz reste fermé. Cette rareté et la compétition avec l’Asie pour les cargaisons sont ce qui fait monter les prix : pour attirer le GNL, l’Europe devra payer plus cher.

Stocks : peu de marge pour l’hiver

Les stocks européens, remplis à 74 % environ, sont 10 points sous le niveau de l’an dernier. Dans un scénario normal, ils tomberaient autour de 22 % fin mars. Un hiver plus froid nécessiterait 3,6 Gm3 de GNL supplémentaires pour éviter de passer sous 10 %.

Faits marquants gaz – semaine du 12 au 16 octobre 2026

États-Unis : El Niño réduit le risque de coupures de production de gaz cet hiver

Selon la NOAA (l’agence météorologique américaine), El Niño rend les vagues de froid arctique prolongées moins probables, ce qui limite le risque de chutes de production de gaz liées au gel. En janvier, la tempête Fern avait pourtant fait baisser la production de 17 % et les flux vers les usines de GNL de 44 %. L’enjeu est important pour l’Europe, qui reçoit environ 62 % de son GNL des États-Unis.

Ukraine / Russie : Zelensky craint qu’un accord sur le diesel ouvre la voie au gaz

Le président ukrainien Volodymyr Zelensky met en garde contre l’accord américano-russe sur la fourniture de diesel, qui pourrait selon lui être suivi d’un accord sur le gaz, puis d’un nouvel allègement des sanctions. Il porte sur 300 000 tonnes de diesel livrées immédiatement, puis 500 000 tonnes de carburant par mois. L’Europe doit de son côté stopper toutes ses importations de GNL russe à partir du 1er janvier prochain, puis sortir progressivement du gaz russe par gazoduc.

Algérie : le gaz part vers l’Italie et le GNL plutôt que vers l’Espagne

L’Algérie privilégie les débouchés les mieux rémunérés, au détriment de l’Espagne. Ses flux vers l’Italie sont montés à 622 GWh/jour en octobre (376 en septembre), et ses exportations de GNL atteignent un rythme d’environ 34 200 tonnes par jour (22 700 en septembre), dans un marché mondial du GNL tendu par la quasi-fermeture d’Ormuz. Vers l’Espagne, les flux tombent à 214 GWh/jour, contre plus de 320 cet été, avec aussi des opérations de maintenance sur le gazoduc Medgaz.

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Actualité énergie verte & transition

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

France : le raccordement des projets solaires avec batterie sera facilité

Le gouvernement va relever de 17 à 25 MW la puissance maximale des projets hybrides solaire-batterie pouvant se raccorder au réseau de distribution, avec une injection toujours plafonnée à 17 MW. Cela évite un raccordement au réseau de transport, plus long et plus coûteux, alors que 17 GW de projets de batteries attendent d’être raccordés. L’État prévoit aussi un appel d’offres de 1,2 milliard d’euros pour 250 MW d’électrolyseurs, mais il dépend de l’adoption du budget 2027, dont le sort reste incertain.

France : une partie de l’AO10 éolien en mer risque de ne pas être attribuée

L’AO10 est le plus grand appel d’offres éolien en mer lancé en France : 10 GW répartis en onze projets, moitié posé, moitié flottant, avec une attribution prévue en février 2027. L’objectif de prix est fixé à 100 €/MWh en moyenne pondérée, un niveau que EnBW juge difficile à atteindre pour les premiers projets flottants, encore coûteux. TotalEnergies a d’ailleurs renoncé à investir dans ce segment. EnBW demande un appel d’offres de rattrapage pour les volumes non attribués.

Roumanie : RPower achève un projet solaire de 55 MW

Le développeur polonais RPower a terminé la construction de la centrale solaire de Lazuri (55 MW, comté de Satu Mare, nord-ouest du pays), dont la mise en service est attendue d’ici fin 2026. Le site devrait produire 70 GWh par an, avec des revenus sécurisés par un contrat de 15 ans avec les autorités roumaines. Le projet est financé par une ligne de crédit de 44 M€ couvrant quatre projets solaires (75 MW au total). RPower dispose d’un portefeuille de 1,5 GW en Roumanie et prévoit une batterie de 100 MW/200 MWh dans le sud du pays au second semestre 2027.

Italie : les enchères solaires pourraient ne pas déplacer les projets vers le nord

L’Italie veut rééquilibrer l’implantation de ses centrales solaires, aujourd’hui concentrées dans le sud. Pour cela, elle pénalisera les offres des régions saturées (Sicile, Sardaigne) lors des prochaines enchères, jusqu’à 28,5 €/MWh, sur 10 GW maximum d’ici mars 2027. Mais le sud, plus ensoleillé, produit à moindre coût : un projet sicilien pourrait proposer 59-62 €/MWh pénalité comprise, contre 62-63 €/MWh dans le nord. Résultat : les projets du sud resteraient compétitifs. Premier cycle d’enchères en décembre.

France : Bregeon défend des ENR « exemplaires » malgré les baisses de soutien

Le budget 2027 prévoit de réduire le soutien public au solaire, en ciblant les contrats susceptibles de générer des « rentes ». La ministre Maud Bregeon demande aux filières d’être « exemplaires » sur le coût et la flexibilité, et confirme un appel d’offres « super neutre » de 1,5 GW début 2027. La filière doute : Enerplan craint de ne pas atteindre les 2,9 GW prévus en 2027. Les derniers appels d’offres affichent pourtant des prix en baisse, autour de 60 €/MWh pour le solaire au sol (contre 80 €/MWh il y a un an).