Électricité : la hausse du gaz fait grimper toute la courbe des prix jusqu’en 2030

La flambée du gaz se transmet désormais à toute la courbe des prix de l’électricité française : l’échéance d’octobre 2026 passe de 130,19 à 144,94 €/MWh (+11,3 %) et le calendaire 2027 grimpe de 13,1 %, à 89,54 €/MWh. Avec un parc nucléaire disponible à environ 61 %, ce sont les centrales à gaz qui fixent de plus en plus souvent le prix marginal.

En bref

• Électricité : 144,94 €/MWh pour octobre (+11,3 %), 89,54 €/MWh pour 2027 (+13,1 %), 63,35 €/MWh pour 2028 (+12,9 %).
• Gaz TTF Month-Ahead à 83,06 €/MWh, son plus haut niveau depuis décembre 2022.
• Stocks européens de gaz remplis à 67,6 %, le niveau le plus faible à cette période depuis le début des relevés en 2011.
• Disponibilité nucléaire française à 38,4 GW, soit environ 61 % d’un parc de 63 GW.
• La hausse gagne désormais les échéances lointaines : +9,4 % sur 2029 et +6,1 % sur 2030.

Une escalade géopolitique qui déborde du Golfe

Le contexte est celui d’une crise qui s’est élargie en quelques jours : après la destruction de pétroliers iraniens et des tirs visant des navires près d’Ormuz, un second front s’est ouvert en mer Rouge avec la prise de Moka et de l’île de Mayun, au cœur de Bab el-Mandeb. Cette seconde route concerne directement la sortie du brut saoudien depuis Yanbu, où Riyad avait redirigé ses exportations en portant la capacité de son oléoduc Est-Ouest de 5 à 7 millions de barils par jour. Les deux voies de sortie du Golfe étant désormais sous menace, le Brent a bondi de 6,3 % sur une seule séance, dépassant 107 dollars le baril.

Ce n’est plus la météo qui tire les prix

Le point notable de la semaine est que la hausse ne s’explique plus par la demande de chauffage : les températures sont revenues à la normale, à 18,3 °C contre une normale de 18,4 °C, après une semaine à +4,6 °C d’écart.

La variable déterminante est la disponibilité du parc nucléaire, à 38,4 GW contre 38,7 GW la semaine précédente, soit environ 61 % des 63 GW installés — un indicateur suivi en continu par RTE. Avec un nucléaire dégradé, le prix horaire se cale plus souvent sur les centrales à gaz, dont le combustible a renchéri de 11 %. Les interconnexions avec l’Allemagne et l’Italie, aux mix plus fossiles, tirent dans le même sens.

Le marché intègre une crise sans date de fin

Jusqu’ici, la hausse s’arrêtait à l’horizon de la contrainte identifiée : une semaine plus tôt, les calendaires 2029 et 2030 ne prenaient que 2,5 % et 0,5 %. Ils gagnent cette fois 9,4 % (58,60 €/MWh) et 6,1 % (59,49 €/MWh). Autrement dit, le marché ne valorise plus un choc temporaire mais une crise durable, susceptible de s’étendre à de nouvelles infrastructures.

Un stock de gaz au plus bas depuis 2011

Le TTF Month-Ahead européen a dépassé 80 €/MWh pour atteindre 83,06 €/MWh, son plus haut niveau depuis décembre 2022. L’Europe aborde l’automne dans une position vulnérable : ses stocks de gaz ne sont remplis qu’à 67,6 %, le niveau le plus faible à cette période de l’année depuis le début des relevés en 2011.

Les banques centrales suivent le tempo de l’énergie

La Banque centrale européenne a relevé ses taux de 25 points de base à l’unanimité, sur fond d’inflation de la zone euro remontée à 3,3 % en août contre 2,9 % en juillet, avec une composante énergie à 14,3 %. Aux États-Unis, l’inflation se maintient à 3,4 % sur un an, l’essence pesant pour un tiers de la hausse mensuelle, et les marchés donnent 85 % de probabilité à une nouvelle hausse de la Fed. L’euro est resté stable à 1,160 dollar : aucun effet de change n’amortit le choc.

Pourquoi cela devient urgent pour les entreprises

Parce que la hausse du gaz se transmet directement au prix de l’électricité dès lors que le parc nucléaire ne suffit plus à couvrir les besoins. Pour les sites fortement consommateurs, cette remontée pèse rapidement sur les coûts de production, les marges et les décisions d’investissement. La demande de gaz recule d’ailleurs déjà dans plusieurs secteurs industriels français : papier-carton, automobile, verre.

Dans ce contexte, l’autoconsommation photovoltaïque constitue l’un des rares leviers permettant de figer le coût d’une part significative de la consommation sur vingt ans, indépendamment des marchés de gros — avec l’avantage d’un délai de déploiement court comparé aux autres options de production.

Questions fréquentes

De combien l’électricité a-t-elle augmenté ?

L’échéance d’octobre 2026 est passée de 130,19 à 144,94 €/MWh, soit +11,3 %. Le calendaire 2027 progresse de 13,1 % à 89,54 €/MWh, le 2028 de 12,9 % à 63,35 €/MWh, et la hausse atteint désormais 2029 (+9,4 %) et 2030 (+6,1 %).

Pourquoi le gaz fait-il monter le prix de l’électricité ?

Parce qu’avec une disponibilité nucléaire réduite — environ 61 % d’un parc de 63 GW — les centrales à gaz fixent plus souvent le prix marginal sur le marché horaire. Le combustible ayant renchéri de 11 %, davantage d’heures se paient au prix fort.

Où en sont les stocks de gaz européens ?

À 67,6 % de remplissage, soit le niveau le plus faible à cette période de l’année depuis le début des relevés en 2011, alors même que le TTF Month-Ahead atteint 83,06 €/MWh.

Quelle protection pour une entreprise consommatrice ?

L’autoconsommation photovoltaïque permet de sécuriser le coût d’une partie de la consommation sur environ vingt ans, en la soustrayant aux variations du marché de gros. Son principal atout dans un contexte de choc est le délai de mise en œuvre, plus court que celui des autres moyens de production.

En résumé — le signal marquant de la semaine n’est pas le niveau atteint mais son extension dans le temps : jusqu’ici circonscrite aux échéances courtes, la hausse touche désormais 2029 et 2030, signe que le marché anticipe une crise durable. Pour les industriels français, l’exposition ne se joue plus sur un hiver mais sur plusieurs exercices — ce qui déplace l’arbitrage de la couverture financière vers la production sur site.