Moins de nucléaire disponible signifie davantage d’heures durant lesquelles le prix de l’électricité se cale sur celui des centrales à gaz. Or, dans le même temps, le coût du gaz a lui aussi fortement progressé.
PUBLICITÉ
Le conflit entre Washington et Téhéran a franchi un nouveau cap mardi 1er septembre avec le passage à un affrontement direct. Le commandement américain a lancé une nouvelle vague de frappes contre des cibles des Gardiens de la révolution dans le sud de l’Iran, notamment à Bandar Abbas, Jask, Sirik, sur l’île de Qeshm et à Asaluyeh. L’Iran a riposté dans la nuit en visant des bases américaines à Bahreïn, en Jordanie et en Irak. Il s’agit du plus important échange de tirs entre les deux pays depuis plus d’un mois. L’attaque d’Asaluyeh est particulièrement sensible pour les marchés de l’énergie. Le site assure en effet le traitement du gaz issu du gisement de South Pars avant son injection dans le réseau iranien. Le conflit ne concerne donc désormais plus uniquement les routes maritimes et le transport des hydrocarbures, mais également les infrastructures de production et de traitement. Le détroit d’Ormuz constitue par ailleurs un point stratégique majeur pour les marchés mondiaux : près d’un cinquième du commerce mondial de gaz naturel liquéfié y transite. Le marché a immédiatement réagi. Mercredi 2 septembre, le contrat calendaire 2027 sur le gaz français a atteint un plus haut historique à 53,17 €/MWh, tandis que le trimestre d’hiver sur l’électricité a atteint 144,23 €/MWh. Les cours ont légèrement reculé jeudi et vendredi, sans pour autant effacer la hausse enregistrée en début de semaine. Sur le marché des changes, l’euro est resté relativement stable face au dollar, passant de 1,158 à 1,161 dollar. L’effet de change est donc resté limité cette semaine.
Gaz naturel : une forte hausse des échéances 2026 et 2027
Le contrat d’octobre sur le PEG, la bourse française du gaz, a terminé la semaine à 71,28 €/MWh. Le contrat calendaire 2027 s’établit à 52,23 €/MWh, tandis que celui de 2028 atteint 33,90 €/MWh. La référence néerlandaise TTF a, quant à elle, atteint mercredi son niveau le plus élevé depuis janvier 2023.
Plusieurs facteurs expliquent cette progression. Tout d’abord, l’escalade militaire autour du détroit d’Ormuz a renforcé les inquiétudes concernant les approvisionnements en gaz naturel liquéfié. À cela s’ajoute la prolongation de la maintenance des installations norvégiennes de Troll et Kollsnes. Les flux vers l’Europe sont ainsi passés de 315,5 à 271,5 Mm³/j en une semaine, contre environ 340 Mm³/j début août.
Le niveau des stocks européens constitue également un facteur de tension. Au 4 septembre, les stockages européens étaient remplis à 66,1 %, contre 64,1 % une semaine auparavant. Malgré une progression, ce niveau demeure faible pour la période de l’année. Dans ce contexte, la cible réglementaire de remplissage a été assouplie, passant de 90 % à 80 % pour l’hiver à venir. La France apparaît toutefois mieux positionnée, avec un niveau de remplissage de 72,5 %. Les importations de GNL ont également progressé. Les volumes livrés aux terminaux européens puis regazéifiés vers le réseau ont atteint 3,78 TWh/j, contre 3,51 TWh/j la semaine précédente. Cette hausse n’a toutefois pas suffi à compenser la baisse des approvisionnements norvégiens. La hausse reste particulièrement marquée sur les échéances proches et sur 2027. Plus on avance sur la courbe, plus le mouvement s’atténue : le contrat calendaire 2029 progresse de 5,1 %, contre seulement 1,5 % pour 2030.
Électricité : le nucléaire français au cœur des tensions
Le marché de l’électricité a lui aussi fortement progressé. Le contrat d’octobre a terminé la semaine à 130,19 €/MWh, tandis que le trimestre d’hiver, qui débute en octobre, atteint 140,08 €/MWh, en hausse de 10,5 %. Le contrat calendaire 2027 s’établit à 79,16 €/MWh et celui de 2028 à 56,12 €/MWh. La principale source de tension est cette fois française. Jeudi 3 septembre, EDF a annoncé la prolongation de sept semaines de l’arrêt du réacteur Gravelines 5, dont le redémarrage est désormais attendu le 25 janvier, à la suite de la détection de signes de corrosion.
Cette indisponibilité intervient pendant l’essentiel de la saison de chauffe. Elle contribue donc à renforcer les tensions sur les échéances hivernales et sur 2027. La disponibilité du parc nucléaire français s’est établie à 38,7 GW, contre 36,7 GW la semaine précédente. Elle reste ainsi autour de 61 % d’un parc installé de 63 GW.
Par ailleurs, la température moyenne constatée a atteint 23,78 °C, soit 4,6 °C au-dessus de la normale saisonnière. Ces températures élevées soutiennent la consommation liée à la climatisation et peuvent également compliquer le refroidissement des centrales situées en bord de fleuve.
Un effet de double tension sur le prix de l’électricité
Lorsque la production nucléaire disponible diminue, le système électrique doit davantage faire appel aux centrales à gaz pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande. Sur ces heures, le coût de production des centrales à gaz peut devenir déterminant dans la formation du prix de l’électricité. Or, le prix du gaz a progressé de 7,9 % sur la semaine. Le mécanisme est donc particulièrement défavorable : moins de nucléaire disponible d’un côté, un gaz plus cher de l’autre. Ces deux facteurs se cumulent et exercent une pression supplémentaire sur les prix de l’électricité. Les interconnexions avec l’Allemagne et l’Italie jouent également un rôle. Ces marchés disposent d’un mix électrique faisant davantage appel aux énergies fossiles. Lorsque leurs prix augmentent, cette tension peut se répercuter sur le marché français.
Au-delà de 2028, le mouvement est toutefois beaucoup plus limité : le contrat calendaire 2029 progresse de 2,5 %, contre seulement 0,5 % pour 2030. Cette évolution suggère que le marché réagit davantage à une contrainte de production identifiée et limitée dans le temps qu’à une modification durable de l’équilibre entre l’offre et la demande.
Pétrole : le risque géopolitique fait repartir les cours
Le marché pétrolier a également été fortement impacté par l’escalade au Moyen-Orient. Le Brent a clôturé la semaine à 96,28 $/baril, soit 82,93 €/baril. La progression atteint 7,8 % en dollars et 7,5 % en euros. L’affrontement direct entre les États-Unis et l’Iran a ravivé les inquiétudes concernant les volumes physiques disponibles sur le marché. Le conflit s’est notamment déplacé vers la mer, avec des attaques visant désormais des navires. Le trafic pétrolier transitant par le détroit d’Ormuz est ainsi directement exposé. Après avoir intégré, à la fin du mois d’août, une possible sortie de crise par la voie diplomatique, le marché a dû réévaluer ses anticipations à la suite des frappes du 1er septembre.
CO₂ : une progression plus modérée
Le quota européen d’émissions de CO₂ pour décembre 2026 a terminé la semaine à 84,18 €/tonne, en hausse de 1,7 %. Cette progression reste relativement limitée au regard de celle enregistrée sur le gaz et le charbon. Deux forces continuent de s’opposer. D’un côté, la hausse du prix des combustibles fossiles rend certaines productions électriques plus coûteuses et plus émettrices, ce qui augmente potentiellement la demande de quotas.
De l’autre, la révision du marché carbone proposée par la Commission européenne en juillet pourrait alléger la contrainte à moyen terme. Le rythme annuel de réduction du plafond d’émissions passerait ainsi à 3,7 % sur la période 2031-2035, puis à 1,7 % par la suite.
Le texte étant toujours en discussion, son impact reste incertain, mais il influence déjà les anticipations du marché.
Charbon : une hausse dans le sillage du gaz
Le prix du charbon livré à Rotterdam a atteint 120,33 €/tonne, soit 139,70 $/tonne, en hausse de 6,3 % en dollars. Cette progression suit principalement celle du gaz, sans facteur spécifique identifié cette semaine. Avec un prix du gaz supérieur à 71 €/MWh, les centrales à charbon conservent une place importante dans le mix électrique allemand et italien sur certaines heures de production. Cette situation soutient la demande de charbon et contribue à maintenir les prix sous pression.
Le gaz européen repasse devant l’Asie
L’évolution des prix du gaz illustre également le renforcement des tensions sur le marché européen. Le gaz français a terminé la semaine à 71,28 €/MWh, contre 70,61 €/MWh pour le JKM, la référence du GNL livré en Asie. L’Europe repasse ainsi devant l’Asie, alors que la situation était inversée la semaine précédente. Cette évolution s’explique notamment par une progression de 7,9 % en Europe, contre seulement 3,4 % en Asie. Les acheteurs européens ont ainsi dû renforcer leur capacité à attirer les cargaisons de GNL vers leurs terminaux plutôt que vers le marché asiatique. Aux États-Unis, le gaz reste nettement moins cher, à 8,74 €/MWh, soit environ huit fois moins qu’en France. Cette différence s’explique notamment par la forte production américaine de gaz de schiste et l’autosuffisance du pays, contrairement à l’Europe et à l’Asie, qui dépendent davantage des importations et sont donc plus exposées aux perturbations des flux internationaux.
Le prix américain a néanmoins progressé de 2,7 % sur la semaine.
Une semaine marquée par une double pression sur les marchés
Cette semaine confirme la forte sensibilité des marchés de l’énergie aux événements géopolitiques et aux contraintes de production.
D’un côté, l’escalade entre les États-Unis et l’Iran augmente le risque sur les approvisionnements mondiaux en pétrole et en GNL, notamment via le détroit d’Ormuz. De l’autre, la prolongation de l’arrêt de Gravelines 5 réduit la disponibilité du parc nucléaire français au moment où les besoins énergétiques vont progressivement augmenter avec l’arrivée de l’hiver. À ces deux facteurs s’ajoute un prix du gaz en forte hausse, qui renchérit mécaniquement le coût de production des centrales thermiques et pèse à son tour sur les prix de l’électricité.
Les marchés restent donc particulièrement volatils et sensibles à l’évolution du conflit au Moyen-Orient, aux niveaux de stockage européens et à la disponibilité du parc nucléaire français.
