Après plusieurs mois de hausse, les marchés européens de l’énergie se retournent. En une dizaine de jours, le gaz a perdu 15 à 18 % et l’électricité environ 11 %, une détente qui touche aussi les échéances de livraison jusqu’en 2029-2030. Jules Courtial, expert des marchés de l’énergie chez EPSA Energy, analyse les ressorts de cette baisse, les risques de l’hiver 2026-2027 et les arbitrages qui s’offrent aux directions achats et financières.
Bertrand Connin : En une dizaine de jours, le gaz a reculé de 15 à 18 % et l’électricité d’environ 11 %. S’agit-il d’une correction durable ou d’une simple accalmie avant de nouvelles tensions ?
Jules Courtial : Nous voyons plusieurs options. La correction sera durable si un accord sur la navigation des pétroliers et des méthaniers se met en place au Moyen-Orient. Ce ne sera qu’une simple accalmie si nous n’avons pas d’éléments concrets. Même si les perspectives sur les fondamentaux de l’électricité sont légèrement meilleures qu’il y a quelques mois, le prix du gaz reste l’élément déterminant. Or ce prix dépend très largement de l’acheminement du gaz, qui reste dicté par la géopolitique.
BC : Gaz et électricité baissent ensemble, mais pour des raisons différentes. Pourquoi ces deux marchés, souvent jugés très corrélés, obéissent-ils aujourd’hui à deux dynamiques distinctes ?
Jules Courtial : Ces deux marchés restent très corrélés, et le prix de l’électricité dépend toujours de celui du gaz. Le marché français du gaz est fonction de la disponibilité, du stockage et de la consommation. Aujourd’hui, le stockage et l’acheminement sont très tendus et liés à la géopolitique.
Le marché français de l’électricité dépend, lui, de davantage de facteurs : le coût marginal de production, les émissions de CO2 de cette production, l’état du parc nucléaire, hydraulique et renouvelable, le coût des énergies fossiles utilisées pour produire, et la consommation. Cette année, nous avons connu de gros problèmes d’hydrologie, avec un parc nucléaire et hydraulique sous tension. Il a donc fallu produire de l’électricité avec des centrales au coût marginal plus élevé et plus émettrices de CO2, comme les centrales à gaz. Et comme la géopolitique a fait monter le prix du gaz, les prix ont fortement augmenté depuis août. Les perspectives hydrologiques s’améliorent, notamment pour la fin de l’hiver, ce qui nous donne une bouffée d’air sur les fondamentaux.
BC : Quel scénario de reprise du trafic dans le détroit d’Ormuz les marchés intègrent-ils aujourd’hui ? Que se passerait-il si cette normalisation tardait ?
Jules Courtial : Pour le moment, les marchés intègrent une reprise satisfaisante du trafic avant le début de l’hiver 2027-2028. Si cette normalisation tarde, les prix, notamment pour 2028 et 2029, peuvent rapidement monter de 10, voire 20 %.
BC : En quoi le résultat des élections américaines pèse-t-il sur le prix du gaz en Europe ? Faut-il s’attendre à un GNL américain plus abondant ou plus cher ?
Jules Courtial : Le résultat des élections américaines pèse pour l’instant sur la situation géopolitique à venir : il ouvre la perspective d’un apaisement, ce qui fait baisser les prix à court et moyen terme. En revanche, ces élections n’ont pour le moment aucun effet sur l’approvisionnement de l’Europe en gaz américain.
BC : Où en est la concurrence entre l’Europe et l’Asie pour l’accès au GNL ? Le niveau des stocks européens à l’entrée de l’hiver est-il rassurant ?
Jules Courtial : La concurrence entre ces deux continents, tous deux importateurs nets de gaz, reste forte, en particulier sur le GNL de court terme. Le niveau des stocks européens, et notamment allemands, n’est pas rassurant : il ne constitue pas un matelas de sécurité en cas de rupture d’approvisionnement pendant l’hiver.
BC : La disponibilité du parc nucléaire français s’est nettement améliorée. Ce redressement vous paraît-il durable ?
Jules Courtial : La disponibilité nucléaire est effectivement revenue dans les moyennes de saison, alors que nous étions bien en dessous des normales en septembre et en octobre. Ce redressement nous paraît durable pour l’hiver. Il subsiste toutefois une forte incertitude sur l’été 2027, notamment le troisième trimestre, qui risque de subir les mêmes aléas que cette année.
BC : Depuis la fin de l’Arenh au 1er janvier 2026, quel effet le nouveau cadre de régulation du nucléaire a-t-il sur les prix réellement payés par les entreprises ?
Jules Courtial : Pour le moment, aucun. Le mécanisme ne s’applique que si la moyenne des prix de vente de la production nucléaire d’EDF dépasse 78 à 80 €/MWh. Ce ne sera pas le cas cette année.
BC : Vous évoquez des risques de sécheresse et de canicule pour 2027. Le climat est-il devenu un facteur structurel de volatilité des prix de l’électricité ?
Jules Courtial : Effectivement. En France, une grande partie des moyens de production à faible coût marginal dépend de l’eau. En période de forte sécheresse, l’impact sur les prix est donc important. La canicule pèse aussi : la consommation augmente l’été, parfois à des moments où la production est faible, ce qui se répercute sur les prix.
L’hiver reste également une source de tension. Nous sommes un pays thermosensible, qui consomme beaucoup d’énergie pour le chauffage, notamment dans le résidentiel. La production doit pouvoir suivre cette consommation, ce qui reste parfois délicat.
BC : Quel est votre scénario central pour l’hiver 2026-2027, et quel serait le scénario de risque ?
Jules Courtial : Nous tablons sur une forte volatilité des prix pendant la première partie de l’hiver, puis sur une légère détente pendant la seconde. Le scénario de risque serait l’absence d’accord au Moyen-Orient combinée à un hiver très froid, avec une production qui n’arriverait plus à suivre la consommation.
BC : L’électricité pour livraison en 2028 revient autour de 60 à 64 €/MWh, le gaz à horizon 2030 autour de 26 à 27 €/MWh. Comment situez-vous ces niveaux par rapport à l’avant-crise de 2021-2022 ?
Jules Courtial : Ces prix sont nettement plus élevés que ceux que nous avons connus avant la crise de 2022. Mais le marché a changé depuis : notre approvisionnement n’a plus le même coût, il n’est plus aussi sûr, et notre production est de plus en plus affectée par le climat. Sur le marché que nous connaissons aujourd’hui, ces prix peuvent être des opportunités de fixation.
BC : Concrètement, quelle part de leurs besoins les entreprises devraient-elles sécuriser maintenant, et sur quel horizon ?
Jules Courtial : Nous encourageons les entreprises à anticiper la sécurisation de leurs achats, notamment à long terme sur le gaz. Pour l’électricité, il est important de profiter des baisses de marché et de regarder dès maintenant les horizons 2028-2029, tout en gardant une part de la consommation à acheter si des opportunités se dessinent en fin d’hiver. L’objectif : finir l’année 2026 avec au moins 50 % des volumes sécurisés pour 2028 et 25 % pour 2029, en profitant des baisses. Pour le gaz, aller chercher 25 à 50 % sur 2029, voire 25 à 50 % sur 2030, nous paraît opportun.
BC : Comment arbitrer entre sécurisation des prix et exposition aux marchés ? Quels outils privilégier : prix fixe, achats par tranches, contrats indexés, PPA ? La réponse diffère-t-elle entre une PME et un industriel électro-intensif ?
Jules Courtial : La stratégie d’achat diffère évidemment entre une PME et un industriel électro-intensif, car leurs risques ne sont souvent pas les mêmes. Dans tous les cas, il faut sécuriser ces parts lors des baisses de marché, tout en gardant environ 50 % des achats à réaliser sur les années postérieures à 2028. Le prix fixe est à privilégier pour les petites structures, l’achat par tranches et les contrats indexés pour les grandes structures qui en ont les moyens. Le PPA peut être un outil, mais attention aux types de production, aux prix et aux durées d’engagement proposés.
BC : Quelles erreurs les entreprises ont-elles commises en 2022, et que faut-il éviter cette fois ?
Jules Courtial : En 2022, beaucoup d’entreprises ont cédé à la panique et ont fixé des années lointaines pour lisser le prix de 2022. Aujourd’hui, il faut aller chercher une part de sécurisation quand le marché baisse, mais se laisser des opportunités : les prix peuvent fortement baisser si l’hiver se passe bien et si l’été 2027 ne s’annonce pas aussi sec que celui de 2026.
